RU2775112C1 - Method for repeated multistage hydraulic fracturing in a well with a horizontal tailing-in using a casing string of a smaller diameter - Google Patents
Method for repeated multistage hydraulic fracturing in a well with a horizontal tailing-in using a casing string of a smaller diameter Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775112C1 RU2775112C1 RU2021124151A RU2021124151A RU2775112C1 RU 2775112 C1 RU2775112 C1 RU 2775112C1 RU 2021124151 A RU2021124151 A RU 2021124151A RU 2021124151 A RU2021124151 A RU 2021124151A RU 2775112 C1 RU2775112 C1 RU 2775112C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- liner
- stage
- activated
- cemented
- Prior art date
Links
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 44
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000003213 activating Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000001186 cumulative Effects 0.000 claims description 62
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 230000002522 swelling Effects 0.000 abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 20
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 20
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 241000013987 Colletes Species 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2R,3R,4S,5R,6S)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2R,3S,4R,5S,6R)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2S,3S,4S,5S,6R)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 5
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 5
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 5
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003638 reducing agent Substances 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000293001 Oxytropis besseyi Species 0.000 description 2
- -1 and at the second Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- ZEGPTFVBNBCAHZ-LMFJUDGVSA-N 2-[[(1E,4E)-1,5-bis(5-nitrofuran-2-yl)penta-1,4-dien-3-ylidene]amino]guanidine;hydrochloride Chemical compound Cl.C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NN=C(N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 ZEGPTFVBNBCAHZ-LMFJUDGVSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid Substances OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием.The invention relates to the oil and gas industry, and more specifically for the implementation of interval multi-stage hydraulic fracturing in wells with a horizontal ending.
В настоящее время наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов в скважинах, в частности с горизонтальным окончанием, остается технология гидравлического разрыва пласта. Во многих регионах, по мнению некоторых отечественных и зарубежных исследователей, это единственная технология вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приуроченными к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам, позволяющая существенно увеличить добычу углеводородов и сделать скважины экономически рентабельными.Currently, the most effective method of intensifying the inflow of hydrocarbons and increasing oil recovery in productive formations in wells, in particular with a horizontal well, remains the technology of hydraulic fracturing. In many regions, according to some domestic and foreign researchers, this is the only technology to involve in the development of fields with hard-to-recover hydrocarbon reserves confined to low-permeability, poorly drained, heterogeneous and dissected reservoirs, which can significantly increase hydrocarbon production and make wells economically viable.
В процессе эксплуатации продуктивность скважины снижается, в частности, вследствие изменения проводящих характеристик трещин ГРП из-за засорения механическими примесями, поступающими из пласта, и деформации пропантной пачки («вмятие» пропанта). Наиболее эффективным методом восстановления продуктивности скважин с МСГРП представляется проведение повторного ГРП. Эффективность повторных операций ГРП через 3–5 лет после предыдущей стимуляции подтверждена в наклонно-направленных скважинах.During operation, the well productivity decreases, in particular, due to a change in the conductive characteristics of hydraulic fractures due to clogging with mechanical impurities coming from the reservoir and deformation of the proppant pack (“indentation” of the proppant). The most effective method of restoring the productivity of wells with multistage hydraulic fracturing seems to be re-fracturing. The effectiveness of repeated
Известен способ проведения повторного «слепого» ГРП в горизонтальных скважинах (Цивелев К.В., Смирнов К.В., Михайлов Д.Н. Анализ применимости повторного многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Научно-технический сборник «Вести газовой науки», т. 33, №1, 2018, стр. 21-25), включающий проведение ГРП в виде закачки геля гидроразрыва и проппантной пачки в горизонтальную скважину без изоляции портов компоновки.There is a known method for repeated "blind" hydraulic fracturing in horizontal wells (Tsivelev K.V., Smirnov K.V., Mikhailov D.N. Analysis of the applicability of repeated multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells // Scientific and technical collection "Vesti gazovoy nauki", 33, No. 1, 2018, pp. 21-25), which includes hydraulic fracturing in the form of injection of hydraulic fracturing gel and proppant pack into a horizontal well without isolation of assembly ports.
Недостатком способа является неконтролируемое воздействие на ранее созданные трещины, что в результате может привести к увеличению геометрических размеров одной из трещин, в росте которой нет необходимости. Таким образом, проведение операции может привести к риску прорыва разросшейся трещины ГРП в фронт нагнетания жидкости или в трещину авто-ГРП нагнетательной скважины.The disadvantage of this method is the uncontrolled impact on the previously created cracks, which as a result can lead to an increase in the geometric dimensions of one of the cracks, the growth of which is not necessary. Thus, the operation may lead to the risk of an expanded hydraulic fracture breaking through into the fluid injection front or into the auto-fracturing fracture of the injection well.
Также известен способ проведения повторного ГРП в горизонтальных скважинах с использованием компоновки хвостовика с управляемыми муфтами (Шестаков С.А., Белов А.В., Корепанов А.А., Гаренских Д.А. Успешный опыт проведения 20-стадийного ГРП без подъема ГНКТ на поверхность в России // Научно-практический журнал «Время колтюбинга, время ГРП», №1, 2017, стр. 14-21). Технологией предусматривается проведение селективных ГРП в скважинах, в которых открытие и закрытие портов гидроразрыва регулируется с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (НКТ). К преимуществу данной технологии относится возможность контролировать последовательность стадий при проведении операций многостадийного ГРП, а также исключение необходимости выполнения спуско-подъемных операций, что сокращает время на выполнение работ.There is also a known method for re-fracturing in horizontal wells using a liner assembly with controlled sleeves (Shestakov S.A., Belov A.V., Korepanov A.A., Garenskikh D.A. Successful experience in conducting a 20-stage hydraulic fracturing without lifting coiled tubing to the surface in Russia // Coiled Tubing Time, Hydraulic Fracturing Time, Scientific and Practical Journal, No. 1, 2017, pp. 14-21). The technology provides for selective hydraulic fracturing in wells in which the opening and closing of hydraulic fracturing ports is controlled using coiled tubing (tubing). The advantage of this technology is the ability to control the sequence of stages during multi-stage hydraulic fracturing operations, as well as the elimination of the need to perform tripping operations, which reduces the time to complete the work.
Недостатком способа является высокая стоимость компоновки хвостовика, сервиса услуг и специальной устьевой арматуры, установка которой предусмотрена технологией.The disadvantage of this method is the high cost of the liner layout, services and special wellhead fittings, the installation of which is provided by the technology.
Известен способ улучшения гидродинамической связи с пластом, включающий проведение кислотного гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. Согласно изобретению, после проведения кислотного ГРП производят повторный гидравлический разрыв в два этапа, причем на первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменения горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и перпендикулярного направлению второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного гидравлического разрыва относительно первой трещины, причем после проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров, при этом на первом этапе гидравлического разрыва пласта в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором кислотный состав (патент RU 2462590, МПК Е21В 43/26 опубл. 27.09.2012, бюл. №27).There is a known method for improving hydrodynamic communication with the reservoir, which includes performing acid hydraulic fracturing (HF) by installing a packer over the roof of a perforated reservoir, pumping a hydraulic fracturing fluid into the under-packer zone, creating hydraulic fracturing pressure in the under-packer zone and squeezing the hydraulic fracturing fluid into the formed fracture. According to the invention, after acid fracturing, a repeated hydraulic fracturing is performed in two stages, and at the first stage, the fracture formed as a result of acid fracturing is fixed by pumping a hydraulic fracturing fluid with proppant in a calculated amount sufficient to change the horizontal stresses in the carbonate reservoir and perpendicular to the direction of the second fracture formed during carrying out the second stage of acid hydraulic fracturing relative to the first fracture, and after the first stage of re-fracturing, the well is tested to the spout through nozzles in an increasing sequence of their diameters, while at the first stage of hydraulic fracturing, gel is used as a hydraulic fracturing fluid, and at the second, acid composition (patent RU 2462590, IPC E21B 43/26 publ. 27.09.2012, bull. No. 27).
Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость выполнения, обусловленная необходимостью применения различных кислотных составов, а также большая продолжительность по времени, связанная с необходимостью отработки скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров.The disadvantages of this method are the complexity and laboriousness of implementation, due to the need to use various acidic compositions, as well as the long duration associated with the need to test the well for spouting through fittings in an increasing sequence of their diameters.
Также известен способ проведения повторного ГРП с использованием борированной галактоманнановой камеди, включающий проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, причем до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя продуктивную зону, подвергнутую гидравлическому разрыву, от второй зоны, деструкцию загущенного временного уплотнения между изолированными продуктивной зоной, подвергнутой гидравлическому разрыву, и второй зоной посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством снижающего вязкость агента, причем агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, проведение повторного гидравлического разрыва изолированной продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для ГРП под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву (патент RU 2682833, МПК Е21В 43/26, C09K 8/514, опубл. 21.03.2019, бюл. №9).Also known is a method for re-fracturing using borated galactomannan gum, including hydraulic fracturing of the productive zone inside the underground formation, isolating the productive zone subjected to hydraulic fracturing from the second zone in the well by pumping into the well an unhydrated borated galactomannan gum and a crosslinking agent, moreover, before the transition in the crosslinked state, the non-hydrated borated galactomannan gum contains borate ions, and the formation of a thickened temporary seal through the interaction of the non-hydrated borated galactomannan gum and the crosslinking agent, thereby isolating the fracturing productive zone from the second zone, the destruction of the thickened temporary seal between the isolated productive zone, subjected to hydraulic fracturing, and the second zone by injecting a viscosity reducing agent into the well and reducing the viscosity of the thickened temporary sealing with a viscosity-reducing agent, wherein the viscosity-reducing agent is injected into the well at a pressure insufficient to create or widen a fracture in the subterranean formation, re-fracturing the isolated, fractured pay zone after breaking the thickened temporary seal by injecting fluid into the well hydraulic fracturing medium under pressure sufficient to create or expand a fracture in an isolated production zone subjected to hydraulic fracturing (patent RU 2682833, IPC E21B 43/26,
Недостатком данного способа является низкая эффективность реализации способа вследствие кольматации призабойной зоны, обусловленная необходимостью изолирования продуктивной зоны, подвергаемой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента.The disadvantage of this method is the low efficiency of the implementation of the method due to clogging of the bottomhole zone, due to the need to isolate the productive zone subjected to hydraulic fracturing from the second zone in the well by pumping unhydrated borated galactomannan gum and a crosslinking agent into the well.
Также известен способ повторного ГРП, включающий прокачку жидкости разрыва по технологии и режимам в соответствии с первым ГРП, причем в нее на стадии добавления сшивателя добавляют в количестве 1-2 литра на 1 м3 жидкости разрыва смесь, содержащую, об. %: 10-27%-ную соляную кислоту 15-25, метилен-фосфорную кислоту 55-65, воду 15-25 (патент RU 2579093, МПК Е21В 43/267, опубл. 27.03.2016, бюл. №9).Also known is a method of re-fracturing, including pumping the fracturing fluid according to the technology and modes in accordance with the first fracturing, and at the stage of adding a crosslinker, a mixture containing vol. %: 10-27% hydrochloric acid 15-25, methylene-phosphoric acid 55-65, water 15-25 (patent RU 2579093, IPC E21B 43/267, publ. 27.03.2016, bull. No. 9).
Недостатком данного способа является высокий риск получения осложнений (вплоть до аварийной остановки - СТОП) при закачке, вследствие падения песконесущей способности жидкости гидроразрыва из-за добавления в нее различных кислот.The disadvantage of this method is the high risk of complications (up to an emergency stop - STOP) during injection, due to a drop in the sand-bearing capacity of the fracturing fluid due to the addition of various acids to it.
Также известен способ проведения повторного ГРП в горизонтальных добывающих скважинах с помощью применения отклоняющего реагента и изолирующего пакера (патент РФ №2663844, МПК Е21В 43/26, 43/14, опубликован 10.08.2018). Технологией предусматривается селективная стимуляция одного из портов гидроразрыва в скважине с уже имеющимся многостадийным ГРП с помощью изоляции других портов гидроизолирующим химическим реагентом со стороны забоя и набухающим пакером со стороны устья скважины.Also known is a method for re-fracturing in horizontal production wells using a diverting agent and an insulating packer (RF patent No. 2663844, IPC E21B 43/26, 43/14, published on 10.08.2018). The technology provides for selective stimulation of one of the hydraulic fracturing ports in a well with an existing multi-stage hydraulic fracturing by isolating other ports with a waterproofing chemical agent from the bottom side and a swellable packer from the wellhead side.
Недостатками данного способа являются: финансовые затраты на оборудование для подачи химических компонентов в НКТ для создания гидроизолирующей пробки; химические компоненты могут закольматировать трещину, созданную при повторном ГРП в предыдущей стадии; требуются дополнительные временные и финансовые ресурсы на удаление гидроизолирующего материала путем закачки растворителя или очистки забоя скважины; обломки пород, образованные в результате бурения, могут препятствовать повторному активированию изолирующего пакера в кольцевом пространстве между скважиной и НКТ; не выработаны достоверные критерии отклонения потока при изоляции высокопроводящих трещин реагентом.The disadvantages of this method are: financial costs for equipment for supplying chemical components to the tubing to create a waterproofing plug; chemical components can clog the fracture created during the re-fracturing in the previous stage; additional time and financial resources are required to remove the waterproofing material by pumping a solvent or cleaning the bottom of the well; rock debris generated by drilling may prevent re-activation of the isolation packer in the annulus between the well and the tubing; Reliable criteria for flow deflection have not been developed when isolating highly conductive cracks with a reagent.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ проведения повторного ГРП в многозонных горизонтальных скважинах (патент RU 2663844 МПК Е21В 43/26, 43/14, опубл. 10.08.2018, бюл. №22), включающий гидравлическую изоляцию первой области от участка многозонной горизонтальной скважины, простирающегося от этой первой области до устья скважины, причем в первой области ранее был проведен по меньшей мере однократный ГРП, проведение повторного ГРП в первой области, размещение первого отклоняющего материала в непосредственной близости к первой области после проведения в ней повторного ГРП, причем первый отклоняющий материал гидравлически изолирует первую область, в которой был проведен повторный ГРП, от участка многозонной горизонтальной скважины, простирающегося от этой первой области до устья скважины, гидравлическую изоляцию второй области от участка многозонной горизонтальной скважины, простирающегося от этой второй области до устья скважины, причем во второй области ранее был проведен по меньшей мере однократный ГРП, проведение повторного ГРП во второй области и размещение второго отклоняющего материала в непосредственной близости ко второй области после проведения в ней повторного ГРП, причем второй отклоняющий материал гидравлически изолирует вторую область, в которой был проведен повторный ГРП, от участка многозонной горизонтальной скважины, простирающегося от этой второй области до устья скважины.The closest technical solution chosen for the prototype is a method for re-fracturing in multi-zone horizontal wells (patent RU 2663844 IPC
Недостатками данного способа являются невозможность проведения повторного ГРП в скважинах, горизонтальные стволы которых оборудованы неравнопроходными хвостовиками (муфты гидроразрыва активируемые специальными шарами), а также сложность и трудоемкость выполнения, обусловленная необходимостью спуска и установки в горизонтальном стволе скважины отсекающего пакера.The disadvantages of this method are the impossibility of re-fracturing in wells, the horizontal wells of which are equipped with unequal liners (fracturing sleeves activated by special balls), as well as the complexity and laboriousness of execution, due to the need to lower and install a cut-off packer in the horizontal wellbore.
Задачей заявляемого изобретения является подбор оптимального варианта повторного заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта с разделением между стадий, что позволит повысить продуктивность скважины после проведения работ.The objective of the claimed invention is to select the optimal option for re-completing a well with a horizontal completion, followed by a multi-stage hydraulic fracturing with separation between stages, which will increase the productivity of the well after work.
Технический результат заключается в разработке компоновки повторного заканчивания скважины с горизонтальным окончанием и технологии по проведению многостадийного гидравлического разрыва пласта с разделением стадий.The technical result consists in the development of a layout for re-completing a well with a horizontal completion and a technology for conducting multi-stage hydraulic fracturing with stage separation.
Поставленная задача и технический результат достигаются одним из четырех способов:The task and the technical result are achieved in one of four ways:
Способ №1 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП): Method No. 1 (cemented liner + non-cemented small-sized liner with MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик через подвеску хвостовика скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте (к примеру: гидравлический или механический) транспортировочной колонны спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны (к примеру: башмак без обратного клапана или башмак с обратным клапаном), обратный клапан (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан), гидравлическая муфта ГРП, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор (к примеру: пружинный, жесткий или роликовый) заколонный пакер (к примеру: набухающий или гидромеханический), муфта МГРП (к примеру: шаровая, бесшаровая или разрывная), подвеска хвостовика (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом). Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера). Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимается на поверхность. После активации подвески малогабаритного хвостовика, на колонне НКТ (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера с адаптером входящего в состав подвески малогабаритного хвостовика, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: активационные шары), активируется гидравлическая муфта ГРП, путем создания в НКТ давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП, через циркуляционные окна в малогабаритном хвостовике появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через существующие интервалы перфорации сообщение с пластом и приемистость.A small-sized, non-cemented completion assembly is run into the existing, cemented liner through a well liner hanger with a horizontal termination on the running (installation) tool (for example: hydraulic or mechanical) of the transport string, consisting of (bottom-up): the string shoe (for example: a shoe without check valve or shoe with check valve), check valve (may not be included in the package), activation sleeve (circulation valve), hydraulic fracturing sleeve, casing pipe with sleeveless threaded connection (for example: diameter 73 mm or 89 mm), pipe centralizer (for example: spring, rigid or roller) annular packer (for example: swellable or hydromechanical), MSHF sleeve (for example: ball, ballless or burst), liner hanger (for example: hanger and packer in a single housing, activated by mechanical or hydraulically). The small-sized liner hanger is activated mechanically or hydraulically in the production string (for example: 178 mm in diameter). Annular packers are activated hydromechanically (if there is a hydromechanical packer in the assembly) or activated by swelling due to the reaction of the well fluid (for example: water, drilling mud or oil) and the packer elements of the packer (if there is a swelling packer in the assembly). Then the lowering tool on the transport string rises to the surface. After activation of the small-size liner hanger, on the tubing string (for example: diameter 73 mm or 89 mm), the stinger is run and docked with the adapter of the small-size liner, which is part of the hanger; To obtain a connection with the formation, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: activation balls), the hydraulic fracturing clutch is activated by creating pressure in the tubing (for example: 12 MPa (120 atm)). After activating the hydraulic fracturing clutch, communication with the “mother” liner appears through the circulation windows in the small-sized liner, and through the existing perforation intervals, communication with the formation and injectivity.
*В компоновке малогабаритного хвостовика могут использоваться муфты МГРП 13 с различными конструкциями и способами активации:* In the layout of a small-sized liner, MGRP 13 sleeves with various designs and activation methods can be used:
- активируемая путем сброса растворимого шара в посадочное седло, входящее в состав муфты МГРП (к примеру: стандартная шаровая система, муфты с шаровыми системами для кластерного ГРП: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);- activated by dropping a soluble ball into the landing seat, which is part of the MSHF sleeve (for example: standard ball system, sleeves with ball systems for cluster hydraulic fracturing: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);
- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);- activated by dropping the extractable seat (collet) and the dissolving ball (for example: BHMS coupling);
- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);- activated by dropping the dissolvable seat (collet) and dissolvable ball (for example: ContinuumFrac coupling);
- равнопроходные (бесшаровые) муфты, активируемые при помощи специального оборудования, спускаемого при бригаде КРС или флота ГНКТ;- Equal bore (ballless) couplings activated with the help of special equipment launched by the workover crew or coiled tubing fleet;
- разрывные муфты, активируемые давлением и при помощи специальных селективных пакеров спускаемых при бригаде КРС или флота ГНКТ;- bursting sleeves activated by pressure and with the help of special selective packers lowered by the workover crew or coiled tubing fleet;
Рассмотрим стандартную муфту МГРП с установленным в муфте посадочным седлом, активируемая путем сброса растворимого шара. Let us consider a standard MSHF sleeve with a landing seat installed in the sleeve, activated by dropping a soluble ball.
Далее для активации и проведения ГРП через первую муфту МГРП (либо её аналогов) через НКТ сбрасывается и прокачивается растворимый шар, шар садится в посадочное седло муфты МГРП (либо её аналогов). Создается давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)), срезные штифты срезаются, профиль муфты сдвигается и циркуляционные окна открываются. Через циркуляционные окна появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через существующие интервалы перфорации сообщение с пластом. После активации муфты МГРП (либо её аналогов) через циркуляционные окна и существующие интервалы перфорации существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Проведение последующих стадий ГРП (снизу-вверх) осуществляется за счет активации последующих муфт МГРП (либо их аналогов) путем сбрасывания и прокачивания растворимых, активационных шаров. Активация каждой последующей муфты МГРП (либо ее аналогов) позволит разделять предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП. Заколонные пакера обеспечивают разделение стадии ГРП в межтрубном пространстве существующего хвостовик и малогабаритного хвостовика.Further, to activate and conduct hydraulic fracturing, a soluble ball is dropped and pumped through the first multi-stage hydraulic fracturing sleeve (or its analogues), the ball sits in the landing seat of the multi-stage hydraulic fracturing sleeve (or its analogues). Pressure is built up (eg: 15 MPa (150 atm)), the shear pins are sheared off, the coupling profile is shifted and the circulation windows are opened. Communication with the "mother" liner appears through the circulation windows, and communication with the reservoir through the existing perforation intervals. After activating the multi-stage hydraulic fracturing sleeve (or its analogues) through the circulation windows and the existing perforation intervals of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping the hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing. The subsequent stages of hydraulic fracturing (bottom-up) are carried out by activating the subsequent multi-stage hydraulic fracturing sleeves (or their analogues) by dropping and pumping soluble, activation balls. Activation of each subsequent MSHF sleeve (or its analogues) will allow separating the upcoming stage from the previous stage of hydraulic fracturing. Annular packers provide separation of the hydraulic fracturing stage in the annulus of the existing liner and the small-sized liner.
Способ №2 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):Method No. 2 (cemented liner + non-cemented small-sized liner without MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик через подвеску хвостовика скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте (к примеру: гидравлический или механический) транспортировочной колонны спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны (к примеру: башмак без обратного клапана или башмак с обратным клапаном), обратный клапан (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан), гидравлическая муфта ГРП, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор (к примеру: пружинный, жесткий или роликовый) заколонный пакер (к примеру: набухающий или гидромеханический), подвеска хвостовика (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом). Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера). Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимается на поверхность. После активации подвески малогабаритного хвостовика, на колонне НКТ (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера с адаптером входящего в состав подвески малогабаритного хвостовика, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: пакер-пробка и перфоратор на кабеле) активируется гидравлическая муфта ГРП, путем создания в НКТ давления. После активации гидравлической муфты ГРП, через циркуляционные окна в малогабаритном хвостовике появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через существующие интервалы перфорации сообщение с пластом и приемистость. Далее для проведения перфорации первой стадии ГРП (возможно проведение кластерной перфорации) существует 2 варианта:A small-sized, non-cemented completion assembly is run into the existing, cemented liner through a well liner hanger with a horizontal termination on the running (installation) tool (for example: hydraulic or mechanical) of the transport string, consisting of (bottom-up): the string shoe (for example: a shoe without check valve or shoe with check valve), check valve (may not be included in the package), activation sleeve (circulation valve), hydraulic fracturing sleeve, casing pipe with sleeveless threaded connection (for example: diameter 73 mm or 89 mm), pipe centralizer (for example: spring, rigid or roller) annular packer (for example: swellable or hydromechanical), liner hanger (for example: hanger and packer in a single housing, activated mechanically or hydraulically). The small-sized liner hanger is activated mechanically or hydraulically in the production string (for example: 178 mm in diameter). Annular packers are activated hydromechanically (if there is a hydromechanical packer in the assembly) or activated by swelling due to the reaction of the well fluid (for example: water, drilling mud or oil) and the packer elements of the packer (if there is a swelling packer in the assembly). Then the lowering tool on the transport string rises to the surface. After activation of the small-size liner hanger, on the tubing string (for example: diameter 73 mm or 89 mm), the stinger is run and docked with the adapter of the small-size liner, which is part of the hanger; To obtain connection with the reservoir, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: a plug packer and a perforator on a cable), the hydraulic fracturing clutch is activated by creating pressure in the tubing. After activating the hydraulic fracturing clutch, communication with the “mother” liner appears through the circulation windows in the small-sized liner, and through the existing perforation intervals, communication with the formation and injectivity. Further, for the perforation of the first stage of hydraulic fracturing (cluster perforation is possible), there are 2 options:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на ГНКТ до необходимой глубины спускается компоновка состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт. Существует 2 метода активации кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки: гидравлический и электрический.A package consisting of (bottom-up) is lowered through the tubing string into a small-sized liner on coiled tubing to the required depth: a cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), a sleeve locator. There are 2 methods of activating the cumulative perforator included in the layout: hydraulic and electric.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) в ГНКТ происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created (for example: 12.5 MPa (125 atm)) in the coiled tubing, the cumulative perforator, which is part of the assembly, is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю в ГНКТ подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия. The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied to the coiled tubing via the stored cable and the cumulative perforator, which is part of the assembly, is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на кабеле до необходимой глубины спускается компоновка состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт и кабельный наконечник. Активация компоновки происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.Through the tubing string into a small-sized liner on the cable to the required depth, the assembly consists of (bottom-up): a cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), a sleeve locator and a cable lug. The activation of the layout occurs by the electrical method and consists in the fact that an electrical impulse is applied through the cable and the cumulative perforator, which is part of the layout, is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки (Вариант №1) или (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of the layout (Option No. 1) or (Option No. 2).
Далее через перфорационные отверстия в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике, а также через существующие интервалы перфорации существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом.Further, through the perforations in the small-sized liner and in the existing liner, as well as through the existing perforation intervals of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping the hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing.
Для проведения операций по разделению стадий (предстоящей от предыдущей) и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП существует 2 варианта:There are 2 options for performing stage separation operations (upcoming from the previous one) and perforation before the second and subsequent stages of hydraulic fracturing:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на ГНКТ до необходимой глубины спускается компоновка 36 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт. Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления в ГНКТ (к примеру: 10 МПа (100 атм)), происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created in the coiled tubing (for example: 10 MPa (100 atm)), the packer plug is activated (set) to help separate the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then pressure is created (for example: 12 .5 MPa (125 atm)) the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю в ГНКТ подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied to the coiled tubing via a stored cable and the packer plug is activated (set), which contributes to the separation of the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then the next electrical impulse is applied and the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на кабеле до необходимой глубины спускается компоновка состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт и кабельный наконечник.Through the tubing string into a small-sized liner on a cable to the required depth, a layout consisting of (from bottom to top) is lowered: packer-plug (for example: blind (drillable), through-hole (drillable) or through-hole (soluble)) allowing to separate the stages of hydraulic fracturing, landing tool , compensator, cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), sleeve locator and cable lug.
Активация компоновки происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.Activation of the layout occurs by the electrical method and consists in the fact that an electrical impulse is applied through the cable and the packer plug is activated (landing), which contributes to the separation of the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then the next electrical impulse is applied and the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки (Вариант №1) или (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of the layout (Option No. 1) or (Option No. 2).
В горизонтальном участке малогабаритном хвостовике установлена пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) разделяющая предстоящую стадию ГРП от предыдущей стадии ГРП и перфорационные отверстия. Далее через перфорационные отверстия в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике, а также через существующие интервалы перфорации существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом.In the horizontal section of the small-sized liner, a packer plug is installed (for example: blind (drillable), through (drillable) or through (soluble)) separating the upcoming hydraulic fracturing stage from the previous hydraulic fracturing stage and perforations. Further, through the perforations in the small-sized liner and in the existing liner, as well as through the existing perforation intervals of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping the hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing.
Далее операции по спуску компоновок (Вариант №1) или (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.Further, the operations to run the assemblies (Option No. 1) or (Option No. 2) are repeated, the number of hydraulic fracturing stages depends on the length of the horizontal section of the well.
Способ №3 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):Method No. 3 (non-cemented liner + non-cemented small-sized liner with MSHF sleeves):
В существующий, нецементируемый хвостовик (состоящий из муфт МГРП, заколонных пакеров, обсадной трубы (к примеру: диаметр 114,3 мм или 127 мм) и т.д.) через подвеску хвостовика скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте (к примеру: гидравлический или механический) транспортировочной колонны спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны (к примеру: башмак без обратного клапана или башмак с обратным клапаном), обратный клапан (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан), гидравлическая муфта ГРП, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор (к примеру: пружинный, жесткий или роликовый) заколонный пакер (к примеру: набухающий или гидромеханический), муфта МГРП (к примеру: шаровая, бесшаровая или разрывная), подвеска хвостовика (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом). Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера). Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимается на поверхность. После активации подвески малогабаритного хвостовика, на колонне НКТ (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера с адаптером входящего в состав подвески малогабаритного хвостовика, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: активационные шары), активируется гидравлическая муфта ГРП, путем создания в НКТ давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП, через циркуляционные окна в малогабаритном хвостовике появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через циркуляционные окна муфты МГРП сообщение с пластом и приёмистость.Into an existing, non-cemented liner (consisting of MSHF sleeves, casing packers, casing pipe (for example: diameter 114.3 mm or 127 mm), etc.) through the well liner hanger with a horizontal end on the running (setting) tool (to (example: hydraulic or mechanical) of the transport string, a small-sized, non-cementing completion assembly is run, consisting of (bottom-up): casing shoe (for example: shoe without check valve or shoe with check valve), check valve (may not be included in the assembly), activation sleeve (circulation valve), hydraulic fracturing sleeve, casing pipe with sleeveless threaded connection (for example: diameter 73 mm or 89 mm), pipe centralizer (for example: spring, rigid or roller) casing packer (for example: swellable or hydromechanical ), MSF sleeve (for example: ball, ballless or burst), liner hanger (for example: hanger and packer in a single housing, bellows are activated mechanically or hydraulically). The small-sized liner hanger is activated mechanically or hydraulically in the production string (for example: 178 mm in diameter). Annular packers are activated hydromechanically (if there is a hydromechanical packer in the assembly) or activated by swelling due to the reaction of the well fluid (for example: water, drilling mud or oil) and the packer elements of the packer (if there is a swelling packer in the assembly). Then the lowering tool on the transport string rises to the surface. After activation of the small-size liner hanger, on the tubing string (for example: diameter 73 mm or 89 mm), the stinger is run and docked with the adapter of the small-size liner, which is part of the hanger; To obtain a connection with the formation, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: activation balls), the hydraulic fracturing clutch is activated by creating pressure in the tubing (for example: 12 MPa (120 atm)). After the hydraulic fracturing clutch is activated, communication with the “mother” liner appears through the circulation windows in the small-sized liner, and communication with the formation and injectivity appears through the circulation windows of the multi-stage hydraulic fracturing clutch.
*В компоновке малогабаритного хвостовика могут использоваться муфты МГРП с различными конструкциями и способами активации:*Multi-stage hydraulic fracturing sleeves with various designs and activation methods can be used in the layout of a small-sized liner:
- активируемая путем сброса растворимого шара в посадочное седло, входящее в состав муфты МГРП (к примеру: стандартная шаровая система, муфты с шаровыми системами для кластерного ГРП: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);- activated by dropping a soluble ball into the landing seat, which is part of the MSHF sleeve (for example: standard ball system, sleeves with ball systems for cluster hydraulic fracturing: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);
- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);- activated by dropping the extractable seat (collet) and the dissolving ball (for example: BHMS coupling);
- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);- activated by dropping the dissolvable seat (collet) and dissolvable ball (for example: ContinuumFrac coupling);
- равнопроходные (бесшаровые) муфты, активируемые при помощи специального оборудования, спускаемого при бригаде КРС или флота ГНКТ;- Equal bore (ballless) couplings activated with the help of special equipment launched by the workover crew or coiled tubing fleet;
- разрывные муфты, активируемые давлением и при помощи специальных селективных пакеров спускаемых при бригаде КРС или флота ГНКТ;- bursting sleeves activated by pressure and with the help of special selective packers lowered by the workover crew or coiled tubing fleet;
Рассмотрим стандартную муфту МГРП с установленным в муфте посадочным седлом, активируемая путем сброса растворимого шара. Let us consider a standard MSHF sleeve with a landing seat installed in the sleeve, activated by dropping a soluble ball.
Далее для активации и проведения ГРП через первую муфту МГРП (либо её аналогов) через НКТ сбрасывается и прокачивается растворимый шар, шар садится в посадочное седло муфты МГРП (либо её аналогов). Создается давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)), срезные штифты срезаются, профиль муфты сдвигается и циркуляционные окна открываются. Через циркуляционные окна появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через циркуляционные окна муфты МГРП сообщение с пластом. После активации муфты МГРП (либо её аналогов) через циркуляционные окна и циркуляционные окна муфты МГРП существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Проведение последующих стадий ГРП (снизу-вверх) осуществляется за счет активации последующих муфт МГРП (либо их аналогов) путем сбрасывания и прокачивания растворимых, активационных шаров. Активация каждой последующей муфты МГРП (либо ее аналогов) позволит разделять предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП. Заколонные пакера обеспечивают разделение стадии ГРП в межтрубном пространстве существующего хвостовик и малогабаритного хвостовика.Further, to activate and conduct hydraulic fracturing, a soluble ball is dropped and pumped through the first multi-stage hydraulic fracturing sleeve (or its analogues), the ball sits in the landing seat of the multi-stage hydraulic fracturing sleeve (or its analogues). Pressure is built up (eg: 15 MPa (150 atm)), the shear pins are sheared off, the coupling profile is shifted and the circulation windows are opened. Communication with the “mother” liner appears through the circulation windows, and communication with the formation appears through the circulation windows of the MSHF sleeve. After activating the MSHF sleeve (or its analogues) through the circulation windows and the circulation windows of the MSHF sleeve of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing. The subsequent stages of hydraulic fracturing (bottom-up) are carried out by activating the subsequent multi-stage hydraulic fracturing sleeves (or their analogues) by dropping and pumping soluble, activation balls. Activation of each subsequent MSHF sleeve (or its analogues) will allow separating the upcoming stage from the previous stage of hydraulic fracturing. Annular packers provide separation of the hydraulic fracturing stage in the annulus of the existing liner and the small-sized liner.
Способ №4 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):Method No. 4 (non-cemented liner + non-cemented small-sized liner without MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик (состоящий из муфт МГРП, заколонных пакеров, обсадной трубы (к примеру: диаметр 114,3 мм или 127 мм) и т.д.) через подвеску хвостовика скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте (к примеру: гидравлический или механический) транспортировочной колонны спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны (к примеру: башмак без обратного клапана или башмак с обратным клапаном), обратный клапан (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан), гидравлическая муфта ГРП, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор (к примеру: пружинный, жесткий или роликовый) заколонный пакер (к примеру: набухающий или гидромеханический), подвеска хвостовика (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом). Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера). Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимается на поверхность. После активации подвески малогабаритного хвостовика, на колонне НКТ (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера с адаптером входящего в состав подвески малогабаритного хвостовика, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: пакер-пробка и перфоратор на кабеле) активируется гидравлическая муфта ГРП, путем создания в НКТ давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП, через циркуляционные окна в малогабаритном хвостовике появляется сообщение с «материнским» хвостовиком, а через циркуляционные окна муфты МГРП сообщение с пластом и приёмистость. Далее для проведения перфорации первой стадии ГРП (возможно проведение кластерной перфорации) существует 2 варианта:Into an existing, cemented liner (consisting of MSHF sleeves, annular packers, casing pipe (for example: diameter 114.3 mm or 127 mm), etc.) through the well liner hanger with a horizontal end on the running (setting) tool (to (example: hydraulic or mechanical) of the transport string, a small-sized, non-cementing completion assembly is run, consisting of (bottom-up): casing shoe (for example: shoe without check valve or shoe with check valve), check valve (may not be included in the assembly), activation sleeve (circulation valve), hydraulic fracturing sleeve, casing pipe with sleeveless threaded connection (for example: diameter 73 mm or 89 mm), pipe centralizer (for example: spring, rigid or roller) casing packer (for example: swellable or hydromechanical ), liner hanger (for example: hanger and packer in a single housing, activated mechanically or hydraulically). The small-sized liner hanger is activated mechanically or hydraulically in the production string (for example: 178 mm in diameter). Annular packers are activated hydromechanically (if there is a hydromechanical packer in the assembly) or activated by swelling due to the reaction of the well fluid (for example: water, drilling mud or oil) and the packer elements of the packer (if there is a swelling packer in the assembly). Then the lowering tool on the transport string rises to the surface. After activation of the small-size liner hanger, on the tubing string (for example: diameter 73 mm or 89 mm), the stinger is run and docked with the adapter of the small-size liner, which is part of the hanger; To obtain a connection with the formation, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: a plug packer and a perforator on a cable), the hydraulic fracturing coupling is activated by creating pressure in the tubing (for example: 12 MPa (120 atm)). After the hydraulic fracturing clutch is activated, communication with the “mother” liner appears through the circulation windows in the small-sized liner, and communication with the formation and injectivity appears through the circulation windows of the multi-stage hydraulic fracturing clutch. Further, for the perforation of the first stage of hydraulic fracturing (cluster perforation is possible), there are 2 options:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на ГНКТ до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт. Существует 2 метода активации кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки: гидравлический и электрический.A package consisting of (from bottom to top) is lowered through the tubing string into a small-sized liner on coiled tubing to the required depth: a cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), a sleeve locator. There are 2 methods of activating the cumulative perforator included in the layout: hydraulic and electric.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) в ГНКТ 28 происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.The hydraulic method lies in the fact that when a certain pressure is created (for example: 12.5 MPa (125 atm)) in coiled
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю в ГНКТ подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия. The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied to the coiled tubing via the stored cable and the cumulative perforator, which is part of the assembly, is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на кабеле до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт и кабельный наконечник. Активация компоновки происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора входящего в состав компоновки. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия. Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки (Вариант №1) или (Вариант №2). Далее через перфорационные отверстия в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике, а также через циркуляционные окна муфты МГРП существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Для проведения операций по разделению стадий (предстоящей от предыдущей) и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП существует 2 варианта:A package consisting of (bottom-up) a cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), a sleeve locator and a cable lug is lowered through the tubing string into a small-sized liner on a cable to the required depth. The activation of the layout occurs by the electrical method and consists in the fact that an electrical impulse is applied through the cable and the cumulative perforator, which is part of the layout, is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner. Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of the layout (Option No. 1) or (Option No. 2). Further, through the perforations in the small-sized liner and in the existing liner, as well as through the circulation windows of the multi-stage hydraulic fracturing sleeve of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping the hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing. There are 2 options for performing stage separation operations (upcoming from the previous one) and perforation before the second and subsequent stages of hydraulic fracturing:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на ГНКТ до необходимой глубины спускается компоновка состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт. Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.Through the tubing string into a small-sized liner on coiled tubing to the required depth, a layout consisting of (from bottom to top) is lowered: packer plug (for example: blind (drillable), through-hole (drillable) or through-hole (soluble)) allowing to separate the stages of hydraulic fracturing, landing tool , compensator, cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), sleeve locator. There are 2 methods for activating layout 36: hydraulic and electrical.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления в ГНКТ (к примеру: 10 МПа (100 атм)), происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия.The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created in the coiled tubing (for example: 10 MPa (100 atm)), the packer plug is activated (set) to help separate the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then pressure is created (for example: 12 .5 MPa (125 atm)) the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю в ГНКТ подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия. The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied to the coiled tubing via a stored cable and the packer plug is activated (set), which contributes to the separation of the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then the next electrical impulse is applied and the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner.
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ в малогабаритный хвостовик на кабеле до необходимой глубины спускается компоновка состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, кумулятивный перфоратор (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт и кабельный наконечник. Активация компоновки происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора. В результате в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике образуются перфорационные отверстия. Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки (Вариант №1) или (Вариант №2). В горизонтальном участке малогабаритном хвостовике установлена пакер-пробка (к примеру: глухая (разбуриваемая), проходная (разбуриваемая) или проходная (растворимая)) разделяющая предстоящую стадию ГРП от предыдущей стадии ГРП и перфорационные отверстия. Далее через перфорационные отверстия в малогабаритном хвостовике и в существующем хвостовике, а также через циркуляционные окна муфты МГРП существующего хвостовика производится стадия ГРП (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Далее операции по спуску компоновок (Вариант №1) или (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.Through the tubing string into a small-sized liner on a cable to the required depth, a layout consisting of (from bottom to top) is lowered: packer-plug (for example: blind (drillable), through-hole (drillable) or through-hole (soluble)) allowing to separate the stages of hydraulic fracturing, landing tool , compensator, cumulative perforator (it is possible to use several sections with cumulative perforation for cluster perforation), sleeve locator and cable lug. Activation of the layout occurs by the electrical method and consists in the fact that an electrical impulse is applied through the cable and the packer plug is activated (landing), which contributes to the separation of the upcoming stage from the previous hydraulic fracturing stage, then the next electrical impulse is applied and the cumulative perforator is activated. As a result, perforations are formed in the small size liner and in the existing liner. Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of the layout (Option No. 1) or (Option No. 2). In the horizontal section of the small-sized liner, a packer plug is installed (for example: blind (drillable), through (drillable) or through (soluble)) separating the upcoming hydraulic fracturing stage from the previous hydraulic fracturing stage and perforations. Further, through the perforations in the small-sized liner and in the existing liner, as well as through the circulation windows of the multi-stage hydraulic fracturing sleeve of the existing liner, the hydraulic fracturing stage is performed (for example: 50 tons of proppant) by pumping the hydraulic fracturing gel with proppant through the tubing. Further, the operations to run the assemblies (Option No. 1) or (Option No. 2) are repeated, the number of hydraulic fracturing stages depends on the length of the horizontal section of the well.
Способ осуществляется следующим образом (фиг. 1-44).The method is carried out as follows (Fig. 1-44).
Перед спуском малогабаритного хвостовика и проведением многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием, необходимо произвести подготовку существующего горизонтального ствола (к примеру: диаметрами 114,3 мм или 127 мм). Не имеет значения какой в скважине спущен хвостовик (цементируемый или нецементируемый), необходимо с помощью бригады КРС или флота ГНКТ произвести разбуривание (к примеру: портов/муфт МГРП, посадочных седел, пакер-пробок и т.п.), добиться внутреннего, равнопроходного сечения существующего хвостовика.Before running a small-sized liner and conducting multi-stage hydraulic fracturing in a well with a horizontal completion, it is necessary to prepare an existing horizontal wellbore (for example: with a diameter of 114.3 mm or 127 mm). It does not matter which liner is lowered in the well (cemented or non-cemented), it is necessary to drill out with the help of a workover crew or a coiled tubing fleet (for example: ports/couplings of multi-stage hydraulic fracturing, landing saddles, packer plugs, etc.), to achieve an internal, equal bore sections of the existing liner.
Для проведения повторного, многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением колонны меньшего диаметра существует 4 способа:There are 4 ways to perform repeated, multi-stage hydraulic fracturing in a well with a horizontal completion using a string of smaller diameter:
Способ №1 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):Method No. 1 (cemented liner + non-cemented small-sized liner with MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик 1 через подвеску хвостовика 2 скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте 3 (к примеру: гидравлический 3.1 или механический 3.2) транспортировочной колонны 4 спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания 5 состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны 6 (к примеру: башмак без обратного клапана 6.1 или башмак с обратным клапаном 6.2), обратный клапан 7 (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан) 8, гидравлическая муфта ГРП 9, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением 10 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор 11 (к примеру: пружинный 11.1, жесткий 11.2 или роликовый 11.3) заколонный пакер 12 (к примеру: набухающий 12.1 или гидромеханический 12.2), муфта МГРП 13 (к примеру: шаровая 13.1, бесшаровая 13.2 или разрывная 13.3), подвеска хвостовика 14 (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом) (фиг. 1).In the existing, cemented
Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика 14 механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне 15 (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера 12 активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера 12.2) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера 12.1). Далее спускной инструмент 3 на транспортировочной колонне 4 поднимается на поверхность (фиг. 2).The suspension of the small-
После активации подвески малогабаритного хвостовика 14, на колонне НКТ 16 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера 17 с адаптером 18 входящего в состав подвески 14 малогабаритного хвостовика 5, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 3).After activation of the small-
Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: активационные шары), активируется гидравлическая муфта ГРП 9, путем создания в НКТ 16 давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП 9, через циркуляционные окна 19 в малогабаритном хвостовике 5 появляется сообщение 20 с «материнским» хвостовиком 1, а через существующие интервалы перфорации 21 сообщение с пластом и приемистость (фиг. 4).To obtain a connection with the reservoir, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: activation balls), the
*В компоновке малогабаритного хвостовика 5 могут использоваться муфты МГРП 13 с различными конструкциями и способами активации:*In the layout of the small-
- активируемая путем сброса растворимого шара в посадочное седло, входящее в состав муфты МГРП (к примеру: стандартная шаровая система, муфты с шаровыми системами для кластерного ГРП: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);- activated by dropping a soluble ball into the landing seat, which is part of the MSHF sleeve (for example: standard ball system, sleeves with ball systems for cluster hydraulic fracturing: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);
- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);- activated by dropping the extractable seat (collet) and the dissolving ball (for example: BHMS coupling);
- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);- activated by dropping the dissolvable seat (collet) and dissolvable ball (for example: ContinuumFrac coupling);
- равнопроходные (бесшаровые) муфты, активируемые при помощи специального оборудования, спускаемого при бригаде КРС или флота ГНКТ;- Equal bore (ballless) couplings activated with the help of special equipment launched by the workover crew or coiled tubing fleet;
- разрывные муфты, активируемые давлением и при помощи специальных селективных пакеров спускаемых при бригаде КРС или флота ГНКТ;- bursting sleeves activated by pressure and with the help of special selective packers lowered by the workover crew or coiled tubing fleet;
Рассмотрим стандартную муфту МГРП с установленным в муфте посадочным седлом, активируемая путем сброса растворимого шара. Let us consider a standard MSHF sleeve with a landing seat installed in the sleeve, activated by dropping a soluble ball.
Далее для активации и проведения ГРП через первую муфту МГРП 13 (либо её аналогов) через НКТ 16 сбрасывается и прокачивается растворимый шар 22, шар садится в посадочное седло 23 муфты МГРП 13 (либо её аналогов). Создается давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)), срезные штифты 24 срезаются, профиль муфты 25 сдвигается и циркуляционные окна 26 открываются. Через циркуляционные окна 26 появляется сообщение с «материнским» хвостовиком 1, а через существующие интервалы перфорации 21 сообщение с пластом (фиг. 5).Further, in order to activate and conduct hydraulic fracturing, a
После активации муфты МГРП (либо её аналогов) 13 через циркуляционные окна 26 и существующие интервалы перфорации 21 существующего хвостовика 1 производится стадия ГРП 27 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 6).After activating the MSF sleeve (or its analogues) 13 through the
Проведение последующих стадий ГРП (снизу-вверх) осуществляется за счет активации последующих муфт МГРП 13 (либо их аналогов) путем сбрасывания и прокачивания растворимых, активационных шаров 22. Активация каждой последующей муфты МГРП 13 (либо ее аналогов) позволит разделять предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП. Заколонные пакера 12 обеспечивают разделение стадии ГРП в межтрубном пространстве существующего хвостовик 1 и малогабаритного хвостовика 5.The subsequent stages of hydraulic fracturing (from bottom to top) are carried out by activating subsequent MHF sleeves 13 (or their analogues) by dropping and pumping soluble,
Способ №2 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):Method No. 2 (cemented liner + non-cemented small-sized liner without MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик 1 через подвеску хвостовика 2 скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте 3 (к примеру: гидравлический 3.1 или механический 3.2) транспортировочной колонны 4 спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания 5 состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны 6 (к примеру: башмак без обратного клапана 6.1 или башмак с обратным клапаном 6.2), обратный клапан 7 (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан) 8, гидравлическая муфта ГРП 9, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением 10 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор 11 (к примеру: пружинный 11.1, жесткий 11.2 или роликовый 11.3) заколонный пакер 12 (к примеру: набухающий 12.1 или гидромеханический 12.2), подвеска хвостовика 14 (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом) (фиг. 7).In the existing, cemented
Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика 14 механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне 15 (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера 12 активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера 12.2) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера 12.1). Далее спускной инструмент 3 на транспортировочной колонне 4 поднимается на поверхность (фиг. 8).The suspension of the small-
После активации подвески малогабаритного хвостовика 14, на колонне НКТ 16 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера 17 с адаптером 18 входящего в состав подвески 14 малогабаритного хвостовика 5, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 9).After activation of the small-
Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: пакер-пробка и перфоратор на кабеле) активируется гидравлическая муфта ГРП 9, путем создания в НКТ 16 давления. После активации гидравлической муфты ГРП 9, через циркуляционные окна 19 в малогабаритном хвостовике 5 появляется сообщение 20 с «материнским» хвостовиком 1, а через существующие интервалы перфорации 21 сообщение с пластом и приемистость (фиг. 10).To obtain a connection with the formation, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: a plug packer and a perforator on a cable), the
Далее для проведения перфорации первой стадии ГРП (возможно проведение кластерной перфорации) существует 2 варианта:Further, for the perforation of the first stage of hydraulic fracturing (cluster perforation is possible), there are 2 options:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на ГНКТ 28 до необходимой глубины спускается компоновка 29 состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 (фиг. 11).Through the
Существует 2 метода активации кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29: гидравлический и электрический.There are 2 methods of activating the
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) в ГНКТ 28 происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 12)The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created (for example: 12.5 MPa (125 atm)) in the coiled
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю 33 в ГНКТ 28 подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 13). The electric method consists in the fact that an electrical impulse is applied through the stored
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на кабеле 33 до необходимой глубины спускается компоновка 34 состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 и кабельный наконечник 35 (фиг. 14).Through the
Активация компоновки 34 происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю 33 подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 34. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 15).The activation of the
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 29 (Вариант №1) или 34 (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of layout 29 (Option No. 1) or 34 (Option No. 2).
Далее через перфорационные отверстия 32 в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1, а также через существующие интервалы перфорации 21 существующего хвостовика 1 производится стадия ГРП 27 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 16)Further, through the
Для проведения операций по разделению стадий (предстоящей от предыдущей) и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП существует 2 варианта:There are 2 options for performing stage separation operations (upcoming from the previous one) and perforation before the second and subsequent stages of hydraulic fracturing:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на ГНКТ 28 до необходимой глубины спускается компоновка 36 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 38, компенсатор 39, кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 (фиг. 17).Through the
Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.There are 2 methods for activating layout 36: hydraulic and electrical.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления в ГНКТ 28 (к примеру: 10 МПа (100 атм)), происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 18)The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created in the coiled tubing 28 (for example: 10 MPa (100 atm)), the
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю 33 в ГНКТ 28 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 19). The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied through the stored
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на кабеле 33 до необходимой глубины спускается компоновка 41 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 38, компенсатор 39, кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 и кабельный наконечник 35 (фиг. 20).Through the
Активация компоновки 41 происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю 33 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 21).The activation of the
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of assembly 36 (Option No. 1) or 41 (Option No. 2).
В горизонтальном участке малогабаритном хвостовике 5 установлена пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) разделяющая предстоящую стадию ГРП 42 от предыдущей стадии ГРП 27 и перфорационные отверстия 40. Далее через перфорационные отверстия 40 в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 1, а также через существующие интервалы перфорации 21 существующего хвостовика 1 производится стадия ГРП 42 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 22).In the horizontal section of the small-
Далее операции по спуску компоновок 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.Further, the operations to run assemblies 36 (Option No. 1) or 41 (Option No. 2) are repeated, the number of hydraulic fracturing stages depends on the length of the horizontal section of the well.
Способ №3 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):Method No. 3 (non-cemented liner + non-cemented small-sized liner with MSHF sleeves):
В существующий, нецементируемый хвостовик 43 (состоящий из муфт МГРП 44, заколонных пакеров 45, обсадной трубы 46 (к примеру: диаметр 114,3 мм или 127 мм) и т.д.) через подвеску хвостовика 2 скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте 3 (к примеру: гидравлический 3.1 или механический 3.2) транспортировочной колонны 4 спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания 5 состоящая из (снизу-вверх): башмак колонны 6 (к примеру: башмак без обратного клапана 6.1 или башмак с обратным клапаном 6.2), обратный клапан 7 (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан) 8, гидравлическая муфта ГРП 9, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением 10 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор 11 (к примеру: пружинный 11.1, жесткий 11.2 или роликовый 11.3) заколонный пакер 12 (к примеру: набухающий 12.1 или гидромеханический 12.2), муфта МГРП 13 (к примеру: шаровая 13.1, бесшаровая 13.2 или разрывная 13.3), подвеска хвостовика 14 (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом) (фиг. 23).Into the existing, non-cemented liner 43 (consisting of
Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика 14 механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне 15 (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера 12 активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера 12.2) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера 12.1). Далее спускной инструмент 3 на транспортировочной колонне 4 поднимается на поверхность (фиг. 24).The suspension of the small-
После активации подвески малогабаритного хвостовика 14, на колонне НКТ 16 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера 17 с адаптером 18 входящего в состав подвески 14 малогабаритного хвостовика 5, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 25).After activation of the small-
Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: активационные шары), активируется гидравлическая муфта ГРП 9, путем создания в НКТ 16 давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП 9, через циркуляционные окна 19 в малогабаритном хвостовике 5 появляется сообщение 20 с «материнским» хвостовиком 43, а через циркуляционные окна муфты МГРП 44 сообщение с пластом и приёмистость (фиг. 26).To obtain a connection with the reservoir, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: activation balls), the
*В компоновке малогабаритного хвостовика 5 могут использоваться муфты МГРП 13 с различными конструкциями и способами активации:*In the layout of the small-
- активируемая путем сброса растворимого шара в посадочное седло, входящее в состав муфты МГРП (к примеру: стандартная шаровая система, муфты с шаровыми системами для кластерного ГРП: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);- activated by dropping a soluble ball into the landing seat, which is part of the MSHF sleeve (for example: standard ball system, sleeves with ball systems for cluster hydraulic fracturing: ORIO XL, IBALL, MULTIPOINT, PREMIUM PORT);
- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);- activated by dropping the extractable seat (collet) and the dissolving ball (for example: BHMS coupling);
- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);- activated by dropping the dissolvable seat (collet) and dissolvable ball (for example: ContinuumFrac coupling);
- равнопроходные (бесшаровые) муфты, активируемые при помощи специального оборудования, спускаемого при бригаде КРС или флота ГНКТ;- Equal bore (ballless) couplings activated with the help of special equipment launched by the workover crew or coiled tubing fleet;
- разрывные муфты, активируемые давлением и при помощи специальных селективных пакеров спускаемых при бригаде КРС или флота ГНКТ;- bursting sleeves activated by pressure and with the help of special selective packers lowered by the workover crew or coiled tubing fleet;
Рассмотрим стандартную муфту МГРП с установленным в муфте посадочным седлом, активируемая путем сброса растворимого шара. Let us consider a standard MSHF sleeve with a landing seat installed in the sleeve, activated by dropping a soluble ball.
Далее для активации и проведения ГРП через первую муфту МГРП 13 (либо её аналогов) через НКТ 16 сбрасывается и прокачивается растворимый шар 22, шар садится в посадочное седло 23 муфты МГРП 13 (либо её аналогов). Создается давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)), срезные штифты 24 срезаются, профиль муфты 25 сдвигается и циркуляционные окна 26 открываются. Через циркуляционные окна 26 появляется сообщение с «материнским» хвостовиком 43, а через циркуляционные окна муфты МГРП 44 сообщение с пластом (фиг. 27).Further, in order to activate and conduct hydraulic fracturing, a
После активации муфты МГРП (либо её аналогов) 13 через циркуляционные окна 26 и циркуляционные окна муфты МГРП 44 существующего хвостовика 43 производится стадия ГРП 27 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 28).After activating the MSHF sleeve (or its analogues) 13 through the
Проведение последующих стадий ГРП (снизу-вверх) осуществляется за счет активации последующих муфт МГРП 13 (либо их аналогов) путем сбрасывания и прокачивания растворимых, активационных шаров 22. Активация каждой последующей муфты МГРП 13 (либо ее аналогов) позволит разделять предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП. Заколонные пакера 12 обеспечивают разделение стадии ГРП в межтрубном пространстве существующего хвостовик 43 и малогабаритного хвостовика 5.The subsequent stages of hydraulic fracturing (from bottom to top) are carried out by activating subsequent MHF sleeves 13 (or their analogues) by dropping and pumping soluble,
Способ №4 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):Method No. 4 (non-cemented liner + non-cemented small-sized liner without MSHF sleeves):
В существующий, цементируемый хвостовик 43 (состоящий из муфт МГРП 44, заколонных пакеров 45, обсадной трубы 46 (к примеру: диаметр 114,3 мм или 127 мм) и т.д.) через подвеску хвостовика 2 скважины с горизонтальным окончанием на спусковом (установочном) инструменте 3 (к примеру: гидравлический 3.1 или механический 3.2) транспортировочной колонны 4 спускается малогабаритная, нецементируемая компоновка заканчивания 5 состоящая из (снизу вверх): башмак колонны 6 (к примеру: башмак без обратного клапана 6.1 или башмак с обратным клапаном 6.2), обратный клапан 7 (возможно не включать в состав компоновки), муфта активационная (циркуляционный клапан) 8, гидравлическая муфта ГРП 9, обсадная труба с безмуфтовым резьбовым соединением 10 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм), трубный центратор 11 (к примеру: пружинный 11.1, жесткий 11.2 или роликовый 11.3) заколонный пакер 12 (к примеру: набухающий 12.1 или гидромеханический 12.2), подвеска хвостовика 14 (к примеру: подвеска и пакер в едином корпусе, активируется механическим или гидравлическим способом) (фиг. 29).Into the existing, cemented liner 43 (consisting of
Осуществляется активация подвески малогабаритного хвостовика 14 механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне 15 (к примеру: диаметром 178 мм). Заколонные пакера 12 активируются гидромеханическим способом (при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера 12.2) или активируются путем набухания за счет реакции скважинного флюида (к примеру: вода, буровой раствор или нефть) и пакерующих элементов пакера (при наличии в составе компоновки набухающего пакера 12.1). Далее спускной инструмент 3 на транспортировочной колонне 4 поднимается на поверхность (фиг. 30).The suspension of the small-
После активации подвески малогабаритного хвостовика 14, на колонне НКТ 16 (к примеру: диаметр 73 мм или 89 мм) производится спуск и стыковка стингера 17 с адаптером 18 входящего в состав подвески 14 малогабаритного хвостовика 5, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 31).After activation of the small-
Для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование (к примеру: пакер-пробка и перфоратор на кабеле) активируется гидравлическая муфта ГРП 9, путем создания в НКТ 16 давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)). После активации гидравлической муфты ГРП 9, через циркуляционные окна 19 в малогабаритном хвостовике 5 появляется сообщение 20 с «материнским» хвостовиком 43, а через циркуляционные окна муфты МГРП 44 сообщение с пластом и приёмистость (фиг. 32).To obtain a connection with the formation, in order to create injectivity and the ability to further pump equipment (for example: a plug packer and a perforator on a cable), the
Далее для проведения перфорации первой стадии ГРП (возможно проведение кластерной перфорации) существует 2 варианта:Further, for the perforation of the first stage of hydraulic fracturing (cluster perforation is possible), there are 2 options:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на ГНКТ 28 до необходимой глубины спускается компоновка 29 состоящая из (снизу вверх): кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 (фиг. 33).Through the
Существует 2 метода активации кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29: гидравлический и электрический.There are 2 methods of activating the
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) в ГНКТ 28 происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 34)The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created (for example: 12.5 MPa (125 atm)) in the coiled
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю 33 в ГНКТ 28 подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 35). The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied through the stored
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на кабеле 33 до необходимой глубины спускается компоновка 34 состоящая из (снизу-вверх): кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 и кабельный наконечник 35 (фиг. 36).Through the
Активация компоновки 34 происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю 33 подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 34. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 32 (фиг. 37).The activation of the
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 29 (Вариант №1) или 34 (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of assembly 29 (Option No. 1) or 34 (Option No. 2).
Далее через перфорационные отверстия 32 в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43, а также через циркуляционные окна муфты МГРП 44 существующего хвостовика 43 производится стадия ГРП 27 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 38)Further, through the
Для проведения операций по разделению стадий (предстоящей от предыдущей) и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП существует 2 варианта:There are 2 options for performing stage separation operations (upcoming from the previous one) and perforation before the second and subsequent stages of hydraulic fracturing:
Вариант №1:Option number 1:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на ГНКТ 28 до необходимой глубины спускается компоновка 36 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 38, компенсатор 39, кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 (фиг. 39).Through the
Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.There are 2 methods for activating layout 36: hydraulic and electrical.
Гидравлический метод заключается в том, что при создании определенного давления в ГНКТ 28 (к примеру: 10 МПа (100 атм)), происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 40)The hydraulic method consists in the fact that when a certain pressure is created in the coiled tubing 28 (for example: 10 MPa (100 atm)), the
Электрический метод заключается в том, что по запасованному кабелю 33 в ГНКТ 28 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 41). The electrical method consists in the fact that an electrical impulse is applied through the stored
Вариант №2:Option #2:
Через колонну НКТ 16 в малогабаритный хвостовик 5 на кабеле 33 до необходимой глубины спускается компоновка 41 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 38, компенсатор 39, кумулятивный перфоратор 30 (возможно использование нескольких секций с кумулятивной перфорацией для проведения кластерной перфорации), локатор муфт 31 и кабельный наконечник 35 (фиг. 42).Through the
Активация компоновки 41 происходит электрическим методом и заключается в том, что по кабелю 33 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 37 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 27, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 30. В результате в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43 образуются перфорационные отверстия 40 (фиг. 43).The activation of the
Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №2). Next, lifting is performed (on coiled tubing (Option No. 1) or on a cable (Option No. 2)) and inspection of assembly 36 (Option No. 1) or 41 (Option No. 2).
В горизонтальном участке малогабаритном хвостовике 5 установлена пакер-пробка 37 (к примеру: глухая (разбуриваемая) 37.1, проходная (разбуриваемая) 37.2 или проходная (растворимая) 37.3) разделяющая предстоящую стадию ГРП 42 от предыдущей стадии ГРП 27 и перфорационные отверстия 40. Далее через перфорационные отверстия 40 в малогабаритном хвостовике 5 и в существующем хвостовике 43, а также через циркуляционные окна муфты МГРП 44 существующего хвостовика 43 производится стадия ГРП 42 (к примеру: 50 тн пропанта) путем закачки через НКТ 16 геля ГРП с пропантом (фиг. 44).In the horizontal section of the small-
Далее операции по спуску компоновок 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.Further, the operations to run assemblies 36 (Option No. 1) or 41 (Option No. 2) are repeated, the number of hydraulic fracturing stages depends on the length of the horizontal section of the well.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775112C1 true RU2775112C1 (en) | 2022-06-28 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU221596U1 (en) * | 2023-05-15 | 2023-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Руссинтеграл-Технологии" (Ооо "Руссинтеграл-Технологии") | Sealing stinger |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273115A (en) * | 1992-07-13 | 1993-12-28 | Gas Research Institute | Method for refracturing zones in hydrocarbon-producing wells |
| RU2310066C2 (en) * | 2004-12-30 | 2007-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Multizone well completion method and system (variants) |
| RU2395667C1 (en) * | 2006-06-09 | 2010-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of borehole conditioning with collection of productive intervals |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| US8857513B2 (en) * | 2012-01-20 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Refracturing method for plug and perforate wells |
| RU2663844C2 (en) * | 2013-11-27 | 2018-08-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells |
| RU2682833C2 (en) * | 2014-01-27 | 2019-03-21 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273115A (en) * | 1992-07-13 | 1993-12-28 | Gas Research Institute | Method for refracturing zones in hydrocarbon-producing wells |
| RU2310066C2 (en) * | 2004-12-30 | 2007-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Multizone well completion method and system (variants) |
| RU2395667C1 (en) * | 2006-06-09 | 2010-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of borehole conditioning with collection of productive intervals |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| US8857513B2 (en) * | 2012-01-20 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Refracturing method for plug and perforate wells |
| RU2663844C2 (en) * | 2013-11-27 | 2018-08-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells |
| RU2682833C2 (en) * | 2014-01-27 | 2019-03-21 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808396C1 (en) * | 2022-12-27 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" | Method for repeated multistage hydraulic fracturing with diverting packs in horizontal well |
| RU2815898C1 (en) * | 2023-04-28 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method for construction and operation of well with extraction of part of liner |
| RU221596U1 (en) * | 2023-05-15 | 2023-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Руссинтеграл-Технологии" (Ооо "Руссинтеграл-Технологии") | Sealing stinger |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9951596B2 (en) | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore | |
| US8567501B2 (en) | System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore with a tubing deployed ball seat | |
| RU2663844C2 (en) | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells | |
| RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
| US7044230B2 (en) | Method for removing a tool from a well | |
| US7640988B2 (en) | Hydraulically controlled burst disk subs and methods for their use | |
| RU2395667C1 (en) | Method of borehole conditioning with collection of productive intervals | |
| US7617871B2 (en) | Hydrajet bottomhole completion tool and process | |
| CA2691769C (en) | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well | |
| US5669448A (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
| RU2412347C1 (en) | Procedure for completion with hydro-frac in multitude of producing intervals (versions) | |
| US7775285B2 (en) | Apparatus and method for servicing a wellbore | |
| US9670750B2 (en) | Methods of operating well bore stimulation valves | |
| US7681654B1 (en) | Isolating well bore portions for fracturing and the like | |
| US9428988B2 (en) | Hydrocarbon well and technique for perforating casing toe | |
| WO2016144767A1 (en) | Method to underdisplace hydraulic fractures in horizontal or deviated well | |
| RU2732891C1 (en) | Method for multi-stage hydraulic fracturing in well with horizontal termination | |
| CA2473015C (en) | Method and apparatus for treating a well | |
| RU2775112C1 (en) | Method for repeated multistage hydraulic fracturing in a well with a horizontal tailing-in using a casing string of a smaller diameter | |
| US20090101343A1 (en) | High rate gravel packing | |
| US9567828B2 (en) | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore | |
| RU2774455C1 (en) | Method for completing a well with a horizontal completion using a production column of one diameter from head to bottomhouse and subsequent carrying out large-volume, speed and multi-stage hydraulic fracturing | |
| US11346184B2 (en) | Delayed drop assembly | |
| RU2775628C1 (en) | Method for completing a horizontal sidetrack borehole followed by multi-stage hydraulic fracturing |