Способ проведения повторного многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением обсадной колонны меньшего диаметра

Авторы патента:

Овчинников Василий Павлович (RU)

Леонтьев Дмитрий Сергеевич (RU)

Чемодуров Игорь Николаевич (RU)

Шамсутдинов Николай Маратович (RU)

Мильков Александр Юрьевич (RU)

Елшин Александр Сергеевич (RU)

Славский Антон Игоревич (RU)

Флоринский Руслан Александрович (RU)

E21B43/26 - формированием трещин или разрывов

Владельцы патента RU 2775112:

Шамсутдинов Николай Маратович (RU)
Мильков Александр Юрьевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием. В цементируемый хвостовик диаметром 114,3 мм или 127 мм на спусковом установочном гидравлическом или механическом инструменте транспортировочной колонны спускают подвеску нецементируемого хвостовика - компоновку заканчивания состоящую снизу вверх: из башмака с обратным клапаном, муфты активационной - циркуляционного клапана, гидравлической муфты, обсадной трубы с безмуфтовым резьбовым соединением диаметром 73 мм при диаметре цементируемого хвостовика 114,3 мм или 89 мм при диаметре цементируемого хвостовика 127 мм, жесткого или роликового центратора, заколонного набухающего или гидромеханического пакера, подвески нецементируемого хвостовика, активируемой механическим или гидравлическим способом. Осуществляют активацию подвески нецементируемого хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне диаметром 178 мм. Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимают на поверхность. После активации подвески нецементируемого хвостовика, на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм или 89 мм производят спуск и стыковку стингера с адаптером, входящим в состав подвески нецементируемого хвостовика. На устье устанавливают фрак-арматуру для гидравлического разрыва пласта (ГРП), для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование активируют гидравлическую муфту, путем создания в НКТ давления 12 МПа (120 атм). После активации гидравлической муфты, через циркуляционные окна в нецементируемом хвостовике устанавливают связь с цементируемым хвостовиком, а через интервалы перфорации связь с пластом. Проведение перфорации перед первой стадией ГРП осуществляют путем спуска через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) до необходимой глубины компоновки. Активация перфоратора происходит гидравлическим способом при спуске на ГНКТ или электрическим способом при спуске на кабеле. Через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Проведение операций по разделению стадий предстоящих от предыдущих и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП осуществляют путем спуска компоновки через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на ГНКТ до необходимой глубины. Через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. При этом установленная пакер-пробка разделяет проводимую стадию от предыдущей стадии ГРП. Проведение последующих стадий ГРП производят по аналогии до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины. Технический результат заключается в повышении продуктивности скважины. 44 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием.

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.

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.

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.

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.

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.

Недостатком способа является высокая стоимость компоновки хвостовика, сервиса услуг и специальной устьевой арматуры, установка которой предусмотрена технологией.

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).

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.

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).

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Технический результат заключается в разработке компоновки повторного заканчивания скважины с горизонтальным окончанием и технологии по проведению многостадийного гидравлического разрыва пласта с разделением стадий.

Поставленная задача и технический результат достигаются одним из четырех способов:

Способ №1 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):

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.

*В компоновке малогабаритного хвостовика могут использоваться муфты МГРП 13 с различными конструкциями и способами активации:

- 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);

- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);

- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);

- равнопроходные (бесшаровые) муфты, активируемые при помощи специального оборудования, спускаемого при бригаде КРС или флота ГНКТ;

- разрывные муфты, активируемые давлением и при помощи специальных селективных пакеров спускаемых при бригаде КРС или флота ГНКТ;

Рассмотрим стандартную муфту МГРП с установленным в муфте посадочным седлом, активируемая путем сброса растворимого шара.

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.

Способ №2 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):

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:

Вариант №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.

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.

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.

Вариант №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 существующие интервалы перфорации 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:

Вариант №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.

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.

Вариант №2:

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.

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.

Далее операции по спуску компоновок (Вариант №1) или (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.

Способ №3 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):

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.

*В компоновке малогабаритного хвостовика могут использоваться муфты МГРП с различными конструкциями и способами активации:

- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);

- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);

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.

Способ №4 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):

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:

Вариант №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.

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.

Вариант №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:

Вариант №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.

Вариант №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.

Способ осуществляется следующим образом (фиг. 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.

Для проведения повторного, многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением колонны меньшего диаметра существует 4 способа:

Способ №1 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):

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).

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).

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).

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).

*В компоновке малогабаритного хвостовика 5 могут использоваться муфты МГРП 13 с различными конструкциями и способами активации:

- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);

- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);

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).

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).

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.

Способ №2 (цементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):

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).

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).

Далее для проведения перфорации первой стадии ГРП (возможно проведение кластерной перфорации) существует 2 варианта:

Вариант №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).

Существует 2 метода активации кумулятивного перфоратора 30 входящего в состав компоновки 29: гидравлический и электрический.

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)

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).

Вариант №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).

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).

Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 29 (Вариант №1) или 34 (Вариант №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)

Вариант №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).

Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.

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)

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).

Вариант №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).

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).

Далее производится подъем (на ГНКТ (Вариант №1) или на кабеле (Вариант №2)) и осмотр компоновки 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №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).

Далее операции по спуску компоновок 36 (Вариант №1) или 41 (Вариант №2) повторяются, количество стадий ГРП зависит от длины горизонтального участка скважины.

Способ №3 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик с муфтами МГРП):

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).

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).

- активируемая путем сброса извлекаемого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта BHMS);

- активируемая путем сброса растворимого седла (цанги) и растворимого шара (к примеру: муфта ContinuumFrac);

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).

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).

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.

Способ №4 (нецементируемый хвостовик + нецементируемый малогабаритный хвостовик без муфт МГРП):

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).

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).

Вариант №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).

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)

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).

Вариант №2:

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).

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)

Вариант №1:

Существует 2 метода активации компоновки 36: гидравлический и электрический.

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)

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).

Вариант №2:

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).

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).

Способ проведения повторного многостадийного гидроразрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением обсадной колонны меньшего диаметра, характеризующийся тем, что в цементируемый хвостовик диаметром 114,3 мм или 127 мм скважины с горизонтальным окончанием на спусковом установочном, гидравлическом или механическом инструменте транспортировочной колонны спускают подвеску нецементируемого хвостовика - компоновку заканчивания, состоящую снизу вверх: из башмака с обратным клапаном, муфты активационной - циркуляционного клапана, гидравлической муфты, обсадной трубы с безмуфтовым резьбовым соединением диаметром 73 мм при диаметре цементируемого хвостовика 114,3 мм или 89 мм при диаметре цементируемого хвостовика 127 мм, жесткого или роликового центратора, заколонного, набухающего или гидромеханического пакера, подвески нецементируемого хвостовика, активируемой механическим или гидравлическим способом; осуществляют активацию подвески нецементируемого хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне диаметром 178 мм, при наличии в составе компоновки гидромеханического пакера заколонные пакера активируют гидромеханическим способом, при наличии в составе компоновки набухающего пакера активируют за счет реакции скважинного флюида: вода, буровой раствор или нефть; далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимают на поверхность; после активации подвески нецементируемого хвостовика на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм или 89 мм производят спуск и стыковку стингера с адаптером, входящим в состав подвески нецементируемого хвостовика, на устье устанавливают фрак-арматуру для гидравлического разрыва пласта (ГРП) для получения связи с пластом с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование активируют гидравлическую муфту путем создания в НКТ давления 12 МПа (120 атм), после активации гидравлической муфты через циркуляционные окна в нецементируемом хвостовике устанавливают связь с цементируемым хвостовиком, а через интервалы перфорации - связь с пластом; проведение перфорации перед первой стадией ГРП осуществляют путем спуска через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) до необходимой глубины компоновки, состоящей снизу вверх из: кумулятивных перфораторов, локатора муфт и кабельного наконечника при спуске на кабеле; активация перфораторов происходит гидравлическим способом при спуске на ГНКТ или электрическим способом при спуске на кабеле; через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом; операции по разделению стадий, предстоящих от предыдущих, и перфорацию перед второй и последующими стадиями ГРП осуществляют путем спуска компоновки через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на ГНКТ до необходимой глубины, состоящей снизу вверх из: проходной-разбуриваемой или проходной-растворимой пакер-пробки, инструмента посадочного, компенсатора, кумулятивных перфораторов, локатора муфт и кабельного наконечника при спуске на кабеле; активация пакер-пробки и перфораторов происходит гидравлическим способом при спуске на ГНКТ или электрическим способом при спуске на кабеле; через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом, при этом установленная пакер-пробка разделяет проводимую стадию от предыдущей стадии ГРП; проведение последующих стадии ГРП производят по аналогии до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины; при использовании проходных-разбуриваемых пакер-пробок производят их фрезерование; осуществляют разрядку скважины или из неё достают стингер и на НКТ спускают оборудование для эксплуатации.

Изобретение относится к области технологий проведения гидроразрыва пласта (ГРП), в частности, к оптимизации параметров для повышения добычи углеводородов. Техническим результатом изобретения является получение наиболее оптимальных параметров для проведения ГРП и повышения дебита для скважин на месторождении, обеспечение проведения ГРП для увеличения добычи углеводородов.

Петротермальная электростанция // 2774570

Изобретение относится к средствам производства электрической и тепловой энергии с использованием геологических пластов, обладающих достаточным термальным потенциалом и высоким залеганием. В нагревной полости установлено устройство детонации взрывной смеси, подаваемой в нагревную полость вместе с теплоносителем.

Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонной одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного, скоростного и многостадийного гидроразрыва пласта // 2774455

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания скважин с горизонтальным окончанием. Технический результат заключается в разработке конструкции горизонтальной скважины и технологии по проведению большеобъемного, скоростного и многостадийного ГРП с кластерной перфорацией и разделением стадий.

Система гидроразрыва пласта // 2774453

Изобретение относится к нефтегазовому оборудованию для проведения операций гидроразрыва пласта (ГРП). Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении надежности работы системы гидроразрыва пласта, обеспечение возможности сохранять полнопроходный диаметр хвостовика после растворения шаров, что исключает необходимость разбуривания седел.

Способ (варианты) и устройство для управления насосами насосной системы // 2773930

Группа изобретений относится к операциям по закачке технических жидкостей в скважину. Для осуществления способа управления насосами насосной системы создают порядок запуска насосов насосной системы для выполнения операции по гидроразрыву подземного пласта и координируют распределение расходов по насосам.

Компьютерно-реализуемая система прогнозирования зон с повышенным содержанием трещин в массиве горных пород и расчета объемной и сдвиговой деформации // 2773015

Изобретение относится к области вычислительной техники. Компьютерно-реализуемая система прогнозирования зон с повышенным содержанием трещин в массиве горных пород и расчета объемной и сдвиговой деформации состоит из процессора и памяти, с сохраненными в ней инструкциями, при этом инструкции при их исполнении процессором побуждают процессор: загружать от блока приема и обработки геолого-геофизической информации сейсмические и скважинные данные и от, по меньшей мере, одного внешнего измерительного устройства; определять данные структурных особенностей геологического разреза и структурные данные о положении горизонтов горных пород; выполнять уточнение положения горизонтов по скважинным данным; определять данные о положении горизонтов отсчетной модели, являющейся моделью начального состояния структуры, относительно которой рассчитываются смещения и деформации, при этом деформации в отсчетной модели принимают нулевыми.

Устройство передачи давления и связанная с ним система, комплекс и применение для перекачки больших объемов текучих сред с частицами при высоких давлениях // 2771655

Изобретение относится к устройству передачи давления, системе, содержащей устройство передачи давления, комплексу, содержащему систему, и применению устройства и комплекса передачи давления для перекачивания текучей среды с давлением выше 500 бар. Устройство (1', 1'') передачи давления содержит корпус (1', 1'') напорной камеры и по меньшей мере один соединительный канал (3', 3''), причем по меньшей мере один соединительный канал (3', 3'') выполнен с возможностью соединения с помощью средств (26', 27'; 26'', 27'') соединения по текучей среде с устройством (2) распределения жидкости с повышением давления двойного действия.

Отведение жидкостей при низких температурах в операциях по заканчиванию скважин с использованием природного минерального соединения // 2771651

Группа изобретений относится к обрабатывающим жидкостям и способам использования в углеводородных резервуарах и, в частности, к использованию разлагающихся добавок в обрабатывающих жидкостях. Способ перекрытия отверстия в подземном пласте включает ввод обрабатывающей жидкости, содержащей несущую жидкость и зернистый лангбейнитный материал, в подземный пласт.

Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта // 2775628

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта. Для осуществления способа заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта спускают на транспортировочной колонне цементируемую компоновку заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании. Компоновка состоит из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки. Осуществляют активацию подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением. После ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производят спуск и стыковку стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе спускают компоновку, состоящую из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного. Посредством кабеля подают электрический сигнал в посадочный инструмент и активируют пакер-пробку. Подают следующий сигнал и активируют 1-ю секция кумулятивного перфоратора с повторением для каждой секции. Производят подъем и осмотр инструмента. Проводят стадию ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин с последующим повторением по всей длине горизонтального участка скважины. Силами флота колтюбинга производят нормализацию хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины. Отрабатывают скважину, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации. Достигается технический результат – повышение продуктивности скважины. 13 ил.