Способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах



Способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах
Способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах
Способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах

 


Владельцы патента RU 2515776:

Крейнин Ефим Вульфович (RU)

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа, находящихся в коллекторах низкопроницаемых пород, представленных в основном плотными песчаниками.

Исторически известным способом добычи углеводородного сырья было бурение на его залежь вертикальных скважин и осуществление из них гидроразрыва пласта. Однако ограниченность радиуса влияния в пласте углеводородного сырья от вертикальной скважины вынудила эксплуатационников перейти к бурению и использованию горизонтальных каналов [Калинин А.Г., Никитин Б. А. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. -М.: Недра,1997 г., с.150-152].

Одним из вариантов увеличения контура питания вертикальных скважин является забуривание из их стволов радиальных горизонтальных участков [R.U 2245439, 2003 г.]. Однако это известное решение весьма сложно в практической реализации и поэтому не нашло применения в топливодобывающей промышленности.

Наиболее близким техническим решением является многостадийный гидроразрыв по длине обсаженного горизонтального ствола вертикально-горизонтальной скважины [Гафаров Н.А. и др. Глобальный газовый бизнес в XXI веке: новые тенденции, сценарии, технологии. - М.: ООО «Газпром экспо», 2011 г., с.73-76].

Негативными особенностями этого современного решения, широко применяемого на Западе, являются следующие:

- высокая стоимость подготовки (перфорация, многостадийный гидроразрыв) горизонтального ствола для стимулирования притока топлива, обусловленная многочисленными спусками и подъемами бурового инструмента;

- экологические последствия из-за применения при гидроразрыве химических реагентов;

- применение пропантов (твердых закрепителей щели гидроразрыва).

Задача данного изобретения заключается в создании новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низкопроницаемых породах (песчаниках). Тем более, что ресурсы такого природного газа в мире и России составляют соответственно 200-210 и 25-30 трлн м3.

Поставленная важная задача решается и технический результат достигается тем, что в известной технологии бурения на месторождении топлива вертикальных и горизонтальных скважин и осуществлении через них гидроразрыва пород залежи бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему, после этого начинают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи, для чего в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину, последнюю прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине, затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу, давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа, подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам; сразу же после завершения бурения вертикальной скважины на ней проводят гидродинамические исследования и экспериментально фиксируют зависимость расхода воды, нагнетаемой в скважину, от давления ее нагнетания [q=f(p)], на основании которой определяют давление гидроразрыва пород (pразр.), соответствующее началу резкого возрастания расхода воды (q) в отличие от линейного закона фильтрации; пневмогидравлическое импульсное воздействие на горизонтальные буровые каналы проводят в интервале изменения давления (воды и воздуха) от величины, несколько превышающей давление гидроразрыва пород месторождения (pразр.), до полной разгрузки скважины-сток (pмин.); головку вертикальной скважины оборудуют автоматической системой ее открытия и закрытия, а также сборником кусков породы, извлекаемых из горизонтальных буровых каналов на стадии их разгрузки при пневмогидравлическом импульсном воздействии; пневмогидравлическое импульсное воздействие на горизонтальные буровые каналы проводят последовательно от первой до последней вертикально-горизонтальной скважины и фиксируют при этом количество вынесенной породы по каждому горизонтальному буровому каналу; после завершения пневмогидравлической импульсной обработки всех горизонтальных буровых каналов в вертикальную скважину опускают высокопроизводительный погружной насос, откачивают подземные воды и создают депрессионную воронку на разрабатываемом участке месторождения; контролируют снижение уровня подземных вод в вертикально-горизонтальных скважинах и после его стабилизации на минимальном уровне начинают извлекать освобожденный природный газ.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с известными показывает, что заявляемый способ в предложенной совокупности существенных признаков формулируется впервые и представляет собой полный технологический регламент разработки газовой залежи в низкопроницаемых песчаниках путем пневмогидравлического разрушения стенок горизонтальных каналов и активного трещинообразования в прилегающем массиве, т.е. соответствует критерию «новизна».

Предлагаемый способ соответствует критерию «изобретательский уровень», т.к. совокупность отличительных признаков позволяет осуществить эффективное и экологически чистое извлечение природного газа из низкопроницаемых пород при минимальных затратах, чего в известных решениях не было выявлено.

На фиг.1 показана принципиальная схема модуля, представленного четырьмя вертикально-горизонтальными и одной вертикальной скважинами (план в плоскости пласта).

На фиг.2 показан вертикальный разрез по А-А (фиг.1).

На фиг.3 приведена экспериментальная зависимость q=f(p), полученная в Кузбассе.

Пример реализации предлагаемого изобретения

На фиг.1 и 2 представлен демонстрационный модуль, состоящий из четырех вертикально-горизонтальных (2) и одной вертикальной (1) скважин.

Технологическая последовательность реализации предлагаемого способа следующая.

Сразу же после завершения бурения вертикальной скважины 1 на ней проводят специальные гидродинамические исследования с целью определения величины давления гидроразрыва на глубине залегания газоносной залежи в низкопроницаемых породах. В результате этих исследований фиксируют зависимость q=f(p). На фиг.3 (в качестве примера) приведена такая зависимость, полученная экспериментально в Кузбассе. Механизм и развитие процесса гидравлического разрыва угольного пласта водой целесообразно рассмотреть на графике (фиг.3). Здесь приведены параметры процесса нагнетания воды через одну из скважин в угольный пласт VI Внутренний, имеющий на глубине 240 м мощность 1,8 м и весьма низкую газопроницаемость (4-5 миллидарси). С увеличением количества воды, нагнетаемой в скважину, росло давление нагнетания. Однако характер этой зависимости был различным по участкам графика. Можно выделить три характерных участка.

На первом участке (I) прием воды с ростом давления увеличивается по прямой. Это свидетельствует о том, что вода движется в угольном пласте (в этом интервале изменения давления нагнетания) по природным порам и трещинам без их структурного изменения.

На втором участке (II) восходящая ветвь кривой поднимается все круче и круче (от пунктирной прямой линейного закона фильтрации) по мере роста давления нагнетания. Это связано с началом изменения структуры природных пор и трещин, что вызывает более быстрый, чем на первом участке, рост приема воды скважиной при увеличении давления нагнетания.

В пределах третьего участка (III) прием воды увеличивается по прямой с ростом давления нагнетания. Однако крутизна прямой здесь во много раз превосходит крутизну пунктирной прямой графика. Это объясняется движением воды в угольном пласте теперь уже в основном по новым трещинам и щелям, гидравлическое сопротивление которых значительно меньше, чем в нетронутом угольном пласте неизменяемой структуры.

Прием воды начинался только при давлении 2,5 МПа, так как в момент испытаний над горизонтом нагнетания воды был статический столб подземных вод, равный 200-220 м.

Итак, при достижении критического давления наступает структурное изменение угольного пласта. Характерно, что величина этого критического давления, названного давлением разрыва угольного пласта, зависит от глубины залегания последнего, его механической прочности и удельного веса покрывающей толщи пород:

P р а з р . = 0,01 H Y п + P д о п ,

где Pразр - давление разрыва угольного пласта, МПа;

Н - глубина залегания утольногопласта на горизонте нагнетания воды, м;

Yп - средний удельный вес пород покрывающей толщи, г/см3;

Pдоп - дополнительное давление, необходимое для преодоления сил сцепления между отдельными слоями угля, МПа.

Как правило, дополнительное давление на разрыв угольного пласта равно 1,0-2,0 МПа и связано с механической прочностью угля.

В рассматриваемом случае давление разрыва равнялось приблизительно 8,0 МПа (Pразр=0,01·240·2,5+2,0=8,0 МПа).

Аналогичные кривые характерны для всех случаев гидроразрыва горных пород, в том числе и плотного песчаника. Согласно рассматриваемому изобретению фиксируем давление разрыва пород плотного песчаника (pразр) на глубине его залегания. Например, при глубине около 1000 м давление разрыва пород должно составить 25-30 МПа (аналогично фиг.3).

После проведения гидродинамических испытаний вертикально-горизонтальные скважины 2 добуриваются на забой вертикальной скважины 1. Для этого применяют современные навигационные системы при направленном бурении горизонтальных скважин.

Затем начинают стадию стимулирования притока природного газа к горизонтальным буровым каналам скважин 2. Для этого нагнетают насосами воду в скважины 2 со стоком ее в вертикальную скважину 1, и, прикрывая задвижку на скважине 1, поднимают давление в горизонтальном буровом канале до величины pразр . Это вызывает раскрытие в прилегающей к буровому каналу зоне микропор и микротрещин.

Открывая скважину 1 в атмосферу и начиная нагнетать в скважины 2 воздух высокого давления, течение воды в буровом канале ускоряется и начинается разрушение (отслаивание) газосодержащей породы. Поток воды разгоняется, и кусочки отслоившейся породы выносятся с водой из скважины 1. После прекращения выноса породной мелочи прикрывают скважину 1, а в скважины 2 начинают нагнетать воду вместо воздуха. Поднимают давление до величины разрыва пород (pразр) и повторяют операции с открытием скважины 1 и переходом с воды на воздух.

Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на горизонтальные буровые каналы (с периодическим изменением давления в них от максимального pразр до минимального 0,1-0,2 МПа) повторяют многократно. Такое ударное гидромеханическое воздействие на буровой канал с выносом из него отслоившейся породной мелочи содействует расширению канала (зона 3 на фиг.1 и 2), а также образованию в залежи макротрещин (зона 4 на фиг.1 и 2).

Вновь созданные в газоносной низкопроницаемой породной залежи искусственные коллекторы обеспечат повышенные притоки природного газа к горизонтальным буровым каналам.

Рассмотренный технологический регламент разупрочнения первоначально низкопроницаемого горного массива должен быть дополнен несколькими операциями:

- оборудование вертикальной скважины 1 системой автоматического закрытия открытия, а также сборником выносимой породной мелочи;

- пневмогидравлическую обработку стенок бурового канала целесообразно проводить последовательно по пробуренным горизонтальным каналам (от первого до последнего), фиксируя по каждому из них количество вынесенной породы.

Последними этапами в технологическом регламенте являются осушение (создание депрессионной воронки) разрабатываемого участка газоносной толщи и извлечение освобожденного природного газа.

Материальное обеспечение реализации демонстрационного объекта по заевляемому способу включает:

- мобильный водяной насос на агрегате ЦА-320 (расход воды -0,8 м3 в мин; давление - 32 МПа);

- мобильный воздушный компрессор СД-18/251 (расход воздуха-18 м3 в мин, давление-25,1 МПа).

Оба агрегата серийно выпускаются, в частности воздушный компрессор - московским заводом «Борец». Они обеспечивают пневмогидравлическое воздействие на горизонтальные буровые каналы на глубине до 1000 м.

В проекте опытного модуля по заявляемому изобретению предусмотрены следующие диаметры скважин: вертикальная - 250 мм, ствол вертикально-горизонтальной - 150 мм, горизонтальный буровой канал - 100 мм.

В настоящее время уточняется местоположение опытного участка для размещения пилотного (демонстрационного) опытного модуля.

1. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах, заключающийся в бурении на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействии через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород, отличающийся тем, что бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему, после этого начинают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи, для чего в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину, последнюю прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине, затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу, давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа, подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам.

2. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1, отличающийся тем, что сразу же после завершения бурения вертикальной скважины на ней проводят гидродинамические исследования и экспериментально фиксируют зависимость расхода воды, нагнетаемой в скважину, от давления ее нагнетания, на основании которой определяют давление гидроразрыва пород, соответствующее началу резкого возрастания расхода воды в отличие от линейного закона фильтрации.

3. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1, отличающийся тем, что пневмогидравлическое импульсное воздействие на горизонтальные буровые каналы проводят в интервале изменения давления воды и воздуха от величины, несколько превышающей давление гидроразрыва пород месторождения, до полной разгрузки вертикальной скважины со стоком воды.

4. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1, отличающийся тем, что головку вертикальной скважины оборудуют автоматической системой ее открытия и закрытия, а также сборником кусков породы, извлекаемых из горизонтальных буровых каналов на стадии их разгрузки при пневмогидравлическом импульсном воздействии.

5. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1, отличающийся тем, что пневмогидравлическое импульсное воздействие на горизонтальные буровые каналы проводят последовательно от первой до последней вертикально-горизонтальной скважины и фиксируют при этом количество вынесенной породы по каждому горизонтальному буровому каналу.

6. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1, отличающийся тем, что после завершения пневмогидравлической импульсной обработки всех горизонтальных буровых каналов в вертикальную скважину опускают погружной насос, откачивают подземные воды и создают депрессионную воронку на разрабатываемом участке месторождения.

7. Способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах по п.1 или 6, отличающийся тем, что контролируют снижение уровня подземных вод в вертикально-горизонтальных скважинах и после его стабилизации на минимальном уровне начинают извлекать освобожденный природный газ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для проведения многократного гидравлического разрыва пласта в зонально-неоднородных пластах.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об.
Настоящее изобретение касается способа изготовления пеностеклянного гранулята. Техническим результатом изобретения является снижение водопоглощения изделий.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии получения керамических магнезиальнокварцевых проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к устройствам для термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважин продуктами горения, выделяющимися при горении твердотопливных зарядов.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть применено для дегазации угольных пластов. Способ включает создание полости в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в шпуре и воздействия на пласт низкочастотными импульсами давления при увеличении давления жидкости в скважине.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для формирования в породных массивах сплошных трещин нужных размеров и формы. Устройство включает полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями.
Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для гидродинамического воздействия на угольный пласт и глубокой его дегазации.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.
Наверх