Способ гидроразрыва пласта


 


Владельцы патента RU 2453694:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. Обеспечивает повышение качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения: производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование. При удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции. Закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва. Заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления. Возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв. Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3. Затем выполняют пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме до 1 м3 с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 и опять жидкость разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3. Производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоне до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3. Останавливают продавку и производят запись спада давления. Производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва. Изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки. Проводят измененный основной процесс гидроразрыва. При проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным проектом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации. При выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, а эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом план гидроразрыва меняют до получения необходимого результата. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.

Известен способ гидроразрыва подземного пласта, который включает первую стадию, в процессе которой осуществляют закачивание в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загуститель с образованием трещины в пласте, вторую стадию, в процессе которой вводят проппант в закачиваемую жидкость гидроразрыва для предотвращения закрытия трещины, дополнительно в жидкость гидроразрыва вводят агенты для образования кластеров проппанта, или увеличения прочности кластеров проппанта, или повышения транспортирующей способности жидкости гидроразрыва (Патент РФ №2404359, опубл. 20.11.2010).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, который включает закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин. При этом гидроразрывная жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют по аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта тяжелее жидкости, или по другому аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта легче жидкости (Патент РФ №2402679, опубл. 27.10.2010 - прототип). Способ обеспечивает увеличение проводимости трещины после ее закрытия за счет предотвращения поперечной миграции частиц проппанта внутри трещины и снижения скорости их осаждения.

Известные способы не позволяют в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным.

В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию.

Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, согласно изобретению предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.

При выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.

Сущность изобретения

При проведении гидроразрыва пласта не удается в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным. При проведении процесса гидроразрыва пласта на ряде скважин выявляются проблемы с невозможностью успешного проведения процесса, связанного со значительными гидравлическими потерями при прохождении проппантно-гелевой смеси через интервал перфорации и призабойную часть пласта, что связано с недостаточной гидравлической связью пласта со стволом скважины, а именно извилистостью, недостаточной плотностью перфорационных отверстий, значительным углом входа траектории ствола скважины в продуктивный пласт. При этом при гидроразрыве зачастую проявляется многотрещинность. В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Задача решается следующей совокупностью операций.

Для реализации гидроразрыва помимо прочих могут быть использованы следующие компоненты:

1. гелеобразователь:

- ГПГ-3 ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WG-40DS, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Jaguar 415, производитель "New energy resources", США;

2. стабилизатор глин:

- калий хлористый «мелкий» ГОСТ 4568-95, Россия;

- WCS-100, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Stabilizer 10, производитель "New energy resources", США;

3. деэмульгатор:

- WNE-135, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Sulfactant non-2, производитель "New energy resources", США;

- DSCo DM-1, производитель "Chevron Phillips Chemical Company LP" США;

4. активатор деструкции:

- ПАВ-РД ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- ЕВ-А, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- AP-Activator, производитель "New energy resources", США;

5. деструктор:

- деструктор ХВ ТУ 2499-074-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WGB-1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Breaker Р, производитель "New energy resources", США;

6. сшиватель:

- Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WGXL-10.1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Crosslinker, производитель "New energy resources", США.

Воду с растворенным в ней гелеобразователем называют гель. Гель со сшивателем называют сшитый гель. Сшитый гель со стабилизатором глин, деэмульгатором, регулятором деструкции геля и деструктором геля называют жидкость разрыва. Жидкость разрыва с проппантом называют проппантно-гелевой смесью.

Первоначально на основании имеющихся геологических данных составляют план выполнения гидроразрыва, который уточняют в ходе пробной закачки и составляют уточненный план.

Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером над интервалом продуктивного пласта. Все работы проводят при посаженном пакере.

По окончании доставки и расстановки оборудования на территории скважины производят обвязку нагнетательной линии с устьевой арматурой и подключение выносных датчиков, производят набор технической воды для проведения тестовой закачки. В процессе набора воды производят отбор проб технической воды из каждой автоцистерны и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода, определяют температуру. Содержание свободных ионов водорода рН должно быть в пределах 6,5-8,5, температура - в пределах 10-40°С.

По окончании набора воды производят тестовое приготовление жидкости разрыва - тест на распускание и сшивку. К воде добавляют гелеобразователь. На смесительной установке типа «Warell» производят перемешивание в течение 15-20 мин, затем на измерительном приборе «Fann-35» производят замер вязкости полученной суспензии (при температуре 23°С вязкость должна составлять 21 сП+/-2 сП). При удовлетворительном результате в полученную суспензию при постоянном перемешивании добавляют сшиватель геля. Время сшивки, т.е. структурообразования состава, должно быть не более 10 с.

При удовлетворительном результате производят загрузку гелеобразователя. По окончании загрузки расчетного количества реагента производят технологическую выдержку в течение 15-20 мин на распускание, т.е. на растворение гелеобразователя при постоянном перемешивании при помощи центробежного насоса - блендера MS-60 или МТ-60 по системе блендер - смесительная емкость. По истечении времени перемешивания вновь берут пробу полученного геля, замеряют температуру и вязкость отобранной пробы и вновь проверяют на сшивку. При удовлетворительных результатах производят добавление оставшихся реагентов: регулятора деструкции геля, стабилизатора глин. После добавления и доведения до гомогенного состояния путем перемешивания в течение 25-30 мин производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Проводят тестовую закачку. При тестовой закачке первым этапом является замена объема скважины на жидкость разрыва. Замену производят путем нагнетания жидкости разрыва с пониженным расходом 1,5-1,8 м3/мин в ствол скважины. По мере закачки для образования жидкости разрыва в поток дозирующим насосом подают сшиватель геля и деструктор сшитого геля. Замену объема производят из расчета объема колонны насосно-компрессорных труб до пакерного оборудования + подпакерная зона до кровли интервала перфорации, т.е. всего от 5,5 до 9,5 м3 в зависимости от применяемого скважинного оборудования и конструкции скважины. Закачав необходимый объем жидкости разрыва, закачку останавливают. Производят запись спада давления в течение 10 мин для оценки изменения потерь на трение и реакции пластов на нагнетание жидкости с низкой скоростью. Замена объема необходима для устранения погрешностей при обработке результатов тестовой закачки, т.к. при инициации разрыва пласта на воде (с динамической вязкостью менее 2-3 сП) геометрия получаемой трещины является нехарактерной, что связано с высоким процентом отфильтровования в пласт и большими потерями на трение при движении по стволу скважины и трещине в пласте.

По окончании записи спада давления возобновляют закачку жидкости разрыва уже с расходом на гидравлический разрыв. При этом вначале закачивают «подушку», т.е. объем жидкости от 3 до 6 м3. Подушка - это объем жидкости, необходимый для выхода насосных агрегатов на расход и повторного раскрытия трещины в пласте. Затем в жидкость разрыва подают пробную пачку проппанта в объеме 500-1000 кг с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 для блендера МТ-60 и 120-200 кг/м3 для блендера MS-60, где начальная концентрация связана с ограничениями по работе применяемого оборудования. Объем закачиваемого проппанта возможно варьировать до 1 т, что зависит от эффективной толщины пласта объекта гидроразрыва. При толщине пласта до 4-х м достаточно 500 кг, при толщине от 4-х м и более целесообразно применение большего объема. Проницаемость пласта большой разницы не играет, так как в первую очередь важно распределение входящего объема проппанта пробной пачки максимально по всей высоте инициированной трещины, а точнее интервала перфорации объекта гидроразрыва. Объем закачиваемой проппантно-гелевой смеси может варьироваться в зависимости от объема пробной пачки и концентрации подачи проппанта. При соблюдении проектных данных, например объем проппанта 500 кг, концентрация от 30 до 200 кг/м3, объем смеси должен составить 4,4 м3.

После закачки пробной пачки проппанта с концентрацией до 200 кг/м3 и доведения ее до интервала перфорации отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине. Идеальное состояние гидродинамической связи с пластом не дает роста устьевого давления и при движении его по пласту оно также не изменяется. Рост давления при прохождении пробной пачки через интервал перфорации до 1 МПа является признаком удовлетворительной связи и позволяет провести процесс гидроразрыва без изменений основного плана. Наличие роста давления от 1 до 2,5 МПа является признаком возможности получения осложнения на концентрациях проппаната более 350-400 кг/м3, т.е. получение значительного роста устьевого давления вплоть до получения преждевременного «СТОПа» - прекращения приемистости пласта. Наличие роста давления от 2,5 и более МПа является признаком получения преждевременного «СТОП» уже на минимальных концентрациях проппанта от 200 и более кг/м3.

При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину от 1 до 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40,16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях до 200 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию против закладываемого стандартного объема при проектировании до 500 кг. При этом получаемый эрозийный эффект за счет разрушения породы на стенках трещины позволяет увеличить радиус извилистости трещины в призабойной части пласта и очистки перфорационных отверстий. Эффективность данного мероприятия оценивается по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа позволяет сделать вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3.

При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину более 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40, 16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях (30-120 кг) до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки последующей стадии 120-200 кг/м3 до 1800-2000 кг против запланированных по проекту 1200 кг и увеличения расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин против проектных 2,4-2,6 м3/мин. При наличии снижения устьевого давления на 1 и более МПа расход закачки жидкости остается неизменным, дальнейшие стадии подачи проппанта закачиваются с концентрацией согласно плана. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 300-350 кг/м3. При наличии роста устьевого давления в процессе закачки данных стадий более 12-15 МПа от начального подачу проппанта останавливают и приступают к продавке проппантно-гелевой смеси.

По окончании закачки пробной пачки проппанта производят его продавку в пласт. При этом первые 1,5-1,6 м3 продавки производят жидкостью разрыва, что необходимо для исключения размазывания части проппанта по стенкам колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны за счет перемешивания жидкостей с различной вязкостью. Затем подачу сшивателя и деструктора возможно прекратить и оставшийся объем продавки производят на геле в суммарном объеме «колонна насосно-компрессорных труб + подпакерная зона до кровли интервале перфорации +3 м3» для оттеснения пробной пачки проппанта в глубь трещины для определения степени потерь давления на трение в призабойной зоне пласта. После закачки производят остановку насосных агрегатов, производят запись спада давления в течение 1 часа. При этом в режиме реального времени производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. На основе комплекса программ «Meyer» полученные данные обрабатывают, где по зависимостям линейных уравнений Хорнера и Нолти-Смита получают данные: эффективность работы жидкости разрыва, значение чистого давления, градиент напряжения в пласте-объекте гидроразрыва, время и давления смыкания трещины, поровое давление в коллекторе, гидравлические потери давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных, таких как градиенты напряжения по разрезу пластов выше и ниже объекта гидроразрыва, значения фильтрации жидкости и мгновенных утечек, значение модуля Юнга к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные загружают в компьютер для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и составления уточненного измененного плана проведения гидроразрыва (концентрации и количества закачки проппанта, объема подушки, скорости закачки и порядка изменения концентрации при подаче деструктора) при основном процессе гидроразрыва.

На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технической воды и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста приступают к проведению гидроразрыва пласта.

Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации.

Деструктор вводят в поток нагнетаемой жидкости при помощи насоса подачи сухих химических реагентов в соответствии со скоростью нагнетания. Насос подачи сухих химических реагентов включает в себя шнек для дозированной подачи сухого деструктора. Управление дозировкой подачи сухого деструктора осуществляют двумя способами. В случае использования в качестве смесительного агрегата блендер МТ-60 - с пульта управления вручную, в случае использования в качестве смесительного агрегата блендер MS-60 - в автоматическом режиме путем изменения параметров в программе управления блендером Accufrac. В обоих случаях запланированное изменение концентраций подачи деструктора производят одинаково.

При закачке первой порции проппантно-гелевой смеси с концентрацией проппанта до 300 кг/м3 дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. При закачке второй порции проппантно-гелевой смеси (концентрация проппанта свыше 300 кг/м3) дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов.

По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и в течение 15 минут производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом (гидроудары), отсутствии эффекта перепродавки. После чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления и деструкции геля.

По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов следующим образом: при давлении свыше 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится с расходом не более 30 л/мин до атмосферного давления, при давлении менее 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки.

Далее устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем оборудования. Затем производят спуск пера-воронки (на 20-30 м выше устанавливается свабный ограничитель), производят промывку забоя, оборудование приподнимают на 100-150 м выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют, устанавливают лубрикатор и приступают к освоению скважины методом свабирования. Процесс освоения скважины продолжают до получения притока скважинного флюида, но не более объема закаченной жидкости (объем жидкости разрыва, закаченного в скважину в процессе всего гидроразрыва). Уровень жидкости снижают с таким расчетом, чтобы гидростатическое давление на забое не было ниже давления насыщения. После получения пластового флюида или снижения уровня жидкости ниже допустимого уровня процесс свабирования останавливают, спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1.

Проводят гидроразрыв пласта в нагнетательной скважине.

Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1805-1811 м.

Литология объекта: заглинизированные песчаники.

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: пласт Д1а; Д1б1 (1821-1828 м).

Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1812,8 м.

Пакер марки Р110 спущен на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1770 м и посажен.

Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-488 м3/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=13 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости 1,05 г/см3 без предварительного насыщения ПЗП.

Применяемое оборудование: два насоса FS 2251, один насос AHA 105М, блендер МТ 60, смесительные емкости объемом 50 м3 две единицы, проппантовоз с раздельной подачей фракций проппанта.

Проектные данные: объем геля 101 м3 на основе комплекта реагентов «Эконотек» (на жидкой основе WG 40 LDS), количество проппанта 15 т (20/40-3 т, 16/30-9 т, 12/18-3 т). Предлагаемый расход жидкости 2,6 м3/мин, ожидаемые устьевые давления Рнач=32,5 МПа, Рраб=28 МПа, Ркон=33 МПа. Предполагаемая длина трещины (одно крыло) 76 м, закрепленная длина 56 м, высота трещины 21,2 м, закрепленная - 4,4 м. Чистое давление разрыва 8,2 МПа. Максимальная ширина трещины 24 мм у интервала перфорации, остаточная ширина после снятия давления 3,1 мм.

Краткое описание проделанных работ при гидроразрыве пласта.

Производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 26 м3 на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м3. Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят закачку в колонну насосно-компрессорных труб и замену объема колонны насосно-компрессорных труб на жидкость разрыва в объеме 7,9 м3 с расходом 1,6 м3/мин при начальном давлении, равном 23,4 МПа, и конечном давлении, равном 23,7 МПа. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 18 м3 жидкости разрыва с добавлением 530 кг проппанта фракции 20/40 с концентрацией до 188 кг. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 1,5 МПа. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность жидкости 57%, время закрытия трещины - 19 мин.

Т. о. выявлен рост устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа. Увеличивают объем закачиваемого проппанта малой фракции 20/40 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, а эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по уточненному плану.

В проектные данные были внесены следующие изменения - во избежание прорыва в нижележащий пласт Д1а расход уменьшен до 2,4 м3/мин, увеличена степень агрессивности подачи проппанта на средних и конечных стадиях, максимальная концентрация с 900 кг/м3 уменьшена до 800 кг/м3, но при этом увеличен ее объем с 1000 до 1600 кг на стадию (для увеличения плотности набивки к призабойной части пласта). Объем жидкости разрыва на основной процесс уменьшен на 10 м3.

Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.

Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме 5 м3, пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме 1 м3 с концентрацией от 100 кг/м3 и продавку в пласт, при этом первые 1,5 м3 продавки производят на сшитом геле, затем подачу сшивателя прекращают и оставшийся объем продавки производят на несшитом геле в суммарном объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 3 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Продавку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями. В первой порции устанавливают концентрацию проппанта 250 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. Во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 400 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов. Давление на устьевом манометре свыше 4 МПа, поэтому стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса гидроразрыва получены следующие данные: длина трещины (одно крыло) 132 м, закрепленная - 124 м, высота трещины общая 12 м, закрепленная - 8 м, признаки прорыва в нижележащий пласт отсутствуют. Ширина трещины после снятия давления 4,5 мм с концентрацией проппанта в интервале продуктивной части пласта до 10-12 кг/м2 против проектного 7-8 кг/м2.

Скважина введена в эксплуатацию через 24 часа после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью более 800 м3/сут.

Пример 2 (контрольный).

Для сравнения был проведен стандартный гидроразрыв на аналогичной скважине.

Назначение скважины: нагнетательная.

Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1723,8-1727 м.

Литология объекта: заглинизированные песчаники.

Конструкция скважины и спущенного оборудования:

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве, перфорацией не вскрыты.

Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1732 м.

Пакер марки Р110 спущен на НКТ диаметром 89 мм на глубину 1770 м.

Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-280 м3/сут, Рнач - 90 МПа, Ркон-11,0 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости плотностью 1,05 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны пласта.

Применяемое оборудование:

Два насоса FS 2251, блендер MS 60, смесительные емкости объемом 50 м3 одна единица, проппантовоз с раздельной подачей фракции проппанта.

Тестовая закачка: Произвели замену объема на жидкость разрыва в объеме 7,8 м3, в момент запуска насосов мгновенный рост давления до 28,7 МПа и затем резкий спад до 24,6 МПа и затем плавное снижение до 22,7 МПа. Конечное давление 23,3 МПа при расходе 1,6 м3/мин (2 гидроудара). Тестовую закачку произвели с расходом 3,0 м3/мин. Пробная пачка с концентрацией 186 кг/м3 при прохождении интервала перфорации дала рост давления на 1,2 МПа, при движении по пласту роста не наблюдалось, 2 гидроудара. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность работы жидкости 49%, время закрытия 1-й трещины 2 мин, второй 48 мин.

Основной процесс гидроразрыва пласта:

Максимальная концентрация проппанта 1200 кг/м3. Признак разрыва получен на 3 м3 закачки при расходе в 3,0 м3/мин. Рост давления начался при входе в пласт концентрации 700-750 кг/м3. Продавка осуществлена в полном объеме, процесс выполнен. Упаковка плотная, 1 гидроудар.

Закачено 9 т проппанта 20/40-3 т, 16/30-5 т, 12/18-1 т с расходом 3 м3/мин. По результатам обработки получены следующие результаты: длина трещины 41,9 м, закрепленная 30,4 м, ширина трещины у интервала перфорации 32 мм, остаточная после снятия давления 3,7 мм. Концентрация проппанта в продуктивной части пласта 7,3 кг/м2. Высота трещины 14,7 м.

Скважина введена в эксплуатацию через 48 часов после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью порядка 650 м3/сут.

Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.

Таблица 1.
Сопоставительные параметры Предложенный способ Контрольный способ
Площадь Березовская Березовская
Назначение скважины Нагнетательная Нагнетательная
Мощность перфорированной части пласта, м 3,8 6
Литология коллектора Заглинизированный песчаник Заглинизированный песчаник
Стоимость проведения работ, руб. 1210000 1350000
Объем проппанта, т 9 15
Расход при закачке, м3/мин 3 2,3-2,4
Тип химических реагентов жидкости разрыва Химеко Жидкий Эконотек
Эффективность работы жидкости (% утечек с учетом влияния расхода) 49% 57%
Длина трещины/закрепленная длина трещины (одно крыло), м 132/124 41,9/30,4
Высота трещины (общая), м 14,7 12
Ширина трещины/ширина после смыкания, мм 32/3,7 24,6/4,7
Концентрация проппанта в призабойной части пласта, кг/м3 7,3 10-12

Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить более длинную трещину гидроразрыва с меньшей концентрацией проппанта в трещине. Повышается качество контроля за процессом гидроразрыва, ускоряется ввод скважины в эксплуатацию.

Применение предложенного способа позволит повысить качество контроля над процессом гидроразрыва пласта и ускорить ввод скважины в эксплуатацию.

1. Способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоне до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для интенсификации притока нефти, газа, газоконденсата или воды при их добыче. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а именно при интенсификации добычи нефти в коллекторах с низкими коллекторскими свойствами путем гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к способам добычи нефти из нефтяного месторождения. .

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для увеличения дренируемой площади призабойной зоны пласта - ПЗП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта (ГРП) преимущественно в карбонатных породах. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к сшиваемой композиции для применения в нефтяных скважинах для гидроразрыва пласта и тампонирования зоны проницаемости. .

Изобретение относится к обработке скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, в частности к газогенераторам для нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, для гидроразрыва низкопроницаемых пластов и песчаников, содержащих прослои глин

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов

Изобретение относится к области гидравлического разрыва в малопроницаемых пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, используется для разрыва пласта и обработки призабойной зоны пласта нагретыми газами, образующимися при сгорании жидкого горюче-окислительного состава - ГОС
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта
Наверх