Способ гидравлического разрыва пласта в скважине



 


Владельцы патента RU 2526081:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб - КТ с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в этой зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя - ГЖ-Н динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м3 в каждой порции ГЖ-Н, продавку в пласт технологической жидкостью, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины, по КТ поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают ГЖ-Н с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют Ж-Н для проппанта на водной основе, а Ж-Н для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по КТ закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме КТ, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 ч, затем стравливают давление через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию КТ в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины. Технический результат - повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважин после проведения ГРП. 9 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями:

- первой - в объеме 3-8 м3;

- второй - в объеме 10-12 м3 и с крепителем трещин разрыва;

- третьей - в объеме 2-3 м3, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м3/мин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой радиус зоны дренирования скважин, так как в первой порции закачивается всего 3-8 м3 гелеобразной жидкости разрыва, поэтому при закачке дальнейших порций гелеобразной жидкости разрыва с проппантом невозможно продавить проппант глубже уже образованной трещины пласта (развить трещину), кроме того, применяется гелеобразная жидкость разрыва «Химеко» с одной динамической вязкостью и с крепителем трещин одной фракции;

- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, которое происходит из-за того, что крепитель трещин добавляют только при закачке второй порции гелеобразной жидкости разрыва в объеме 10-12 м3, которую затем продавливают порцией гелеобразной жидкости в пласт, поэтому проппант концентрируется в основном только в определенной зоне трещины пласта, т.е. в той зоне, куда удалось осуществить продавку проппанта;

- в-третьих, низкая эффективность проведения ГРП вследствие неравномерной закрепленности трещины в пласте, т.е. трещина при последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в короткий промежуток времени смыкается, что приводит к снижению производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.01.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, причем перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП - колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:

Vг=K·Hп,

где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;

К - коэффициент перевода (К=11-12), м3/м;

Нп - высота интервала перфорации пласта, м,

общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - объем линейного геля, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 Vг объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м3/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м3/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сП с добавлением проппанта фракции 20-40 меш. со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокие потери давления на трение в трубах при прохождении сшитого геля с высокой динамической вязкостью (150-200 сП) через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что приводит к необходимости создания высоких давлений на устье скважины, а отсюда следуют повышенные нагрузки на оборудование и специальную технику;

- во-вторых, длительность освоения скважины после проведении ГРП, связанная с выносом (удалением) остатков геля из призабойной зоны пласта;

- в-третьих, низкая эффективность ГРП, связанная со снижением фильтрационной способности призабойной зоны пласта вследствие набухания глин.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважины после проведения ГРП, снижение устьевого давления в процессе проведения ГРП, которые достигаются за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (С2Н2) и гидроксида кальция Са(ОН)2.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м3 в каждой порции гелированной жидкости-носителя, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Новым является то, что по колонне труб поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают гелированную жидкость-носитель с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют жидкость-носитель для проппанта на водной основе, а жидкость-носитель для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по колонне труб закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме колонны труб, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 часа, затем стравливают давление через штуцер, устанавленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляется следующим образом.

Производят перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.

Далее в скважину, в зону проведения ГРП, производят спуск колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с пакером так, чтобы пакер находился на расстоянии 5-10 м выше кровли пласта, в котором планируется проведение ГРП, а нижний конец колонны труб располагался на уровне кровли пласта.

Производят посадку пакера любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Перед проведением ГРП готовят гелированную жидкость разрыва и жидкости-носители. Для создания трещины используют любой известный линейный гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 г.

Объем гелированной жидкости разрыва зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным, объем гелированной жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Примем для нашей скважины:

Vp=7,5 м3 гелированной жидкости разрыва для создания трещины в пласте.

Также готовят жидкости-носители: гель на водной основе для доставки проппанта в трещину разрыва и сырую нефть для доставки карбида кальция.

Жидкость-носитель - гель на водной основе - готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (например, см. монографию С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин» ОАО НПО «Бурение», 2006. - с.118).

Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.

В качестве примера ниже приведены используемые материалы для гелированной жидкости - как на водной основе, так и на основе сырой нефти с использованием химических реагентов производства CCI (Canada), реализуемых официальным представителем ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера».

Гелированная жидкость на водной основе:

- гелеобразователь Frac HPG НС-14 гуар,

- стабилизаторглин Stabilizer 10,

- ПАВ Surfactant non-2,

- стабилизатор геля Frac GST-1,

- боратный сшиватель Crosslinker -10,

- окисляющий брейкер О-Breaker -10,

- капсулированный окисляющий брейкер Capsulated breaker PHS,

- ферментный (энезимный) брейкер Enz -10.

Гелированная жидкости на основе сырой нефти:

- гелеобразователь GT-82,

- активатор GT-85,

- брейкер GB-12.

Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.

Объем жидкости-носителя - геля на водной основе для доставки проппанта в трещину - определяют, исходя из свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт проппанта. Например, примем объем жидкости-носителя - геля на водной основе - из расчета 3 м3 на 1 м толщины пласта. Примем толщину пласта равной 4 м.

Vп=3 м3/м×4 м=12 м3 - объем геля на водной основе - жидкости-носителя проппанта.

Определяют необходимое количество карбида кальция, исходя из условия 1000 кг карбида кальция на 1 м толщины пласта.

Применяют карбид кальция по ГОСТ 1460-81 - «Карбид кальция. Технические условия». Карбид кальция измельчают на базе производственного обслуживания или непосредственно на скважине до порошкообразного состояния.

Таким образом, при толщине пласта, равной 4 м, необходимо приготовить по массе: 1000 кг/м×4 м=4000 кг карбида кальция.

Тогда необходимый объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти будет равен:

Vк=m/ρ=4000 кг/800 кг/м3=5 м3,

где m - масса карбида кальция, кг;

ρ - плотность сырой нефти, кг/м3.

Затем приступают к проведению ГРП, который начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля динамической вязкостью, например, 30 сП до образования трещин разрыва в пласте.

Закачку линейного геля производят через перфорационные каналы скважины с расходом не менее 4 м3/мин, например 4,5 м3/мин, до достижении разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта. Например, при закачке линейного геля достигли давления 33 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 23 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 15%, например с 4,5 до 5,2 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель, например, в объеме 5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3-5 циклов, например в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция производили на одну порцию меньше, чем проппанта.

В качестве проппанта использовали проппант фракций 20-40 меш., который изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).

Гель на водной основе (Vп=12 м3) с проппантом закачивают равными порциями, как указано выше, в четыре цикла по 12 м3/4=3 м3 с расходом не менее 4 м3/мин, например 4,5 м3/мин, и со ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали три порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м3) - производили также в четыре цикла 5 м3/4=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью произвели двумя равными порциями по 0,625 м3.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачали с расходом 2,7 м3/мин.

В трещине пласта карбид кальция (СаС2) вступил в реакцию с водой и в результате образовались ацетилен (С2Н2) и гидроксид кальция (Са(ОН)2) (1).

Данная последовательность закачки проппанта и карбида кальция повторялась в соответствии с количеством порций закачки проппанта.

В процессе циклической закачки геля на водной основе с проппантом происходило заполнение и уплотнение проппантом трещины разрыва.

Выделявшийся газ ацетилен (С2Н2), повышая давление непосредственно в трещине, компенсируя потери давления на трение в трубах при прохождении через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что позволяло снизить высокие устьевые давления в процессе ГРП.

Выделявшийся газ ацетилен (С2Н2) проникал в пласт и при освоении скважины и снижении давления расширялся, что способствовало лучшему удалению жидкости разрыва, очищению трещины и вытеснению продуктов реакций, т.е. ускорил процесс освоения скважины.

Гидроксид кальция (Са(ОН)2), также являющийся продуктом реакции (1), выполнял функцию дополнительного бактерицида для предохранения пласта от роста бактерий, образовывал корку фильтрации для снижения поглощения жидкости в пласт и контроля флюидоотдачи, исключал необходимость добавки коркообразующих агентов на устье скважины. После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой, плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, например 4 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, например в объеме 6 м, и оставили скважину на химическую реакцию в течение 1 ч. Использовали соляную кислоту синтетическую техническую по ГОСТ 857-95.

Соляная кислота, реагируя с гидроксидом кальция (Са(ОН)2), образует водный раствор хлорида кальция (2):

В результате данной химической реакции образующийся после продавки соляной кислоты (2) раствор хлорида кальция (СаСl2) играет роль стабилизатора глин и предотвращает набухание глин. Водный раствор соляной кислоты также устраняет гидроксид кальция, в результате чего уменьшается образовавшаяся на стенках трещины фильтрационная корка, что способствует лучшему освоению скважины.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч. Произвели распакеровку, извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность ГРП и сократить длительность освоения скважины после проведения ГРП, а также снизить устьевые давления, возникающие в процессе проведения ГРП за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (С2Н2) и гидроксида кальция Са(ОН)2.

Пример конкретного применения №1.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

Vп=3 м3×5=15 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=5000 кг/800 кг/м3=6,25 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (15 м3) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м3/5=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м3/5=0,6 м3 жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 650 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м3) - производили также в пять циклов 6,25 м3/5=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м3 в каждом цикле.

Произвели оставшиеся четыре циклических закачки геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №2.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

Vп=3 м3×5=15 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=5000 кг/800 кг/м3=6,25 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (15 м3) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м3/5=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м3/5=0,6 м3 жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 650 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м3) - производили также в пять циклов 6,25 м3/5=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м3 в каждом цикле.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №3.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

Vп=3 м3×5=15 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=5000 кг/800 кг/м3=6,25 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (15 м3) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м3/5=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м3/5=0,6 м3 жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 650 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,6 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м3) - производили также в пять циклов 6,25 м3/5=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м3 в каждом цикле.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №4.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

Vп=3 м3×3=9 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=3000 кг/800 кг/м3=3,75 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (9 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м3/3=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м3) - производили также в три цикла 3,75 м3/3=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 4 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №5.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

Vп=3 м3×3=9 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=3000 кг/800 кг/м3=3,75 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (9 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м3/3=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м3) - производили также в три цикла 3,75 м3/3=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 4 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №6.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

Vп=3 м3×3=9 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=3000 кг/800 кг/м3=3,75 м3.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (9 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м3/3=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 1 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м3) - производили также в три цикла 3,75 м3/3=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 4 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №7.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

Vп=3 м3×4=12 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=4000 кг/800 кг/м3=5,0 м3.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (12 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м3/4=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,75 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м3) - производили также в три цикла 5 м3/4=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №8.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

Vп=3 м3×4=12 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=4000 кг/800 кг/м3=5,0 м3.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (12 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м3/4=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м3) - производили также в три цикла 5 м3/4=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №9.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

Vп=3 м3×4=12 м3;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

Vк=m/ρ=4000 кг/800 кг/м3=5,0 м3.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м3/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м3.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (12 м3) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м3/4=3 м3 с расходом 4,6 м3/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м3.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м3/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м3 - концентрация проппанта 600 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 700 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 750 кг/м3, 0,75 м3 - концентрация проппанта 800 кг/м3.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м3) - производили также в три цикла 5 м3/4=1,25 м3. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м3 карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м3, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м3 в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м3/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны труб, равном 3 м3.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный, раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м3 и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м3, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м3 в каждой порции гелированной жидкости-носителя, продавку в пласт технологической жидкостью, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины, отличающийся тем, что по колонне труб поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают гелированную жидкость-носитель с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют жидкость-носитель для проппанта на водной основе, а жидкость-носитель для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по колонне труб закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме колонны труб, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 часа, затем стравливают давление через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Обеспечивает повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спуско-подъемных операций при осуществлении гидравлического разрыва пласта с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70%, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена. Также описан способ получения такого материала, включающий получение смеси олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена путем смешивания дициклопентадиена с метакриловыми эфирами и полимерными стабилизаторами, представленными в п.2 формулы изобретения, нагрева этой смеси до температуры 150-220°C и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°С. В полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена последовательно вводят радикальный инициатор и катализатор, представленные в п.2 формулы изобретения. Далее в полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры. Технический результат заключается в повышении термопрочности материала проппанта, обеспечивающего прочность на сжатие не менее 150 МПа при температуре не ниже 100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 36 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в скважине устанавливают с упором на забой летучку, перекрывающую изношенную часть эксплуатационной колонны, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, интервал продуктивного пласта перфорируют, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке, закачивают объем проппанта, достаточный для качественного проведения гидроразрыва при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 ил.

Изобретение относится к стимуляции скважин, проникающих в подземные пласты и, более конкретно, к стимуляции скважин с использованием пластинчатых расклинивающих наполнителей типа слюды при гидроразрывах пласта. Обеспечивает повышение эффективности гидроразрыва за счет использования расклинивающих агентов с высоким сопротивлением раздавливанию, низким вдавливанием и высокой мобильностью. Сущность изобретения: способ обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включает: (a) нагнетание загущенной буровой жидкости, (b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, (c) нагнетание отклоняющего материала, (d) повторение этапов (а)-(с), по меньшей мере, один раз. При этом пластинчатые частицы составляют от 20 до 100% масс. расклинивающего агента, а их толщина составляет от 1 до 500 микрон. 8 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл., 7 ил.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды. Способ получения устойчивой пены из водных жидкостей путем объединения указанных водных жидкостей с газом в присутствии углеводородных жидкостей с помощью указанного выше пенообразователя. Способ удаления нагрузки по жидкости из газовых скважин включает добавление в газовые скважины пенообразователя, полученного указанным выше способом, и удаление из этих скважин устойчивой пены, как только она образуется. Способ разрыва с помощью пены при операциях бурения включает добавление пенообразователя, полученного по указанному выше способу, в скважину во время ее бурения. Способ подъема образовавшихся жидкостей на поверхность нефтяных скважин включает добавление в эти скважины, имеющие жидкости, пенообразователя, полученного указанным выше способом, и подъем на поверхность этих скважин образовавшихся жидкостей после их соединения с указанным пенообразователем. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в присутствии больших количеств углеводородов. 5 н. и 18 з. п. ф-лы. 7 табл., 6 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. При этом в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ - так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта. Герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: жидкость разрыва и жидкость-носитель - и производят поочередную закачку жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом в 5 циклов равными порциями. Для закачки используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя. В один цикл производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями: по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности, чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности, чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб пакера, проведение гидроразрыва в первом интервале, образование проппантной пробки, проведение гидроразрыва второго интервала. Для получения экранирующей проппантной пробки производят резкое увеличение концентрации закачиваемого проппанта до 1100 кг/м3 и образование искусственной остановки закачки за счет увеличения гидравлического сопротивления. Объем закачанной смеси с повышенной концентрацией рассчитывают с учетом необходимости перекрытия фильтровой части первого интервала после деструкции сшитого геля и полного осаждения проппанта в стволе скважины. По окончании работ по гидравлическому разрыву на первой зоне производят выдержку на время деструкции и полного осаждения недопродавленного проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва.

Изобретение относится к способу осуществления гидроразрыва. Технический результат заключается в оптимизации создаваемых напряжений от гидроразрыва из разнесенных мест вдоль ствола скважины. В способе осуществления гидроразрыва подземной среды помещают множество скользящих муфт в скважине, проходящей в подземные среды, причем скользящие муфты помещают в разнесенных местах вдоль скважины и выполняют с возможностью управления после размещения в скважине в любой заданной последовательности, перемещают множество сигнальных устройств по линии управления, размещенной в скважине, причем каждое из сигнальных устройств открывает, по меньшей мере, одну из множества скользящих муфт, и осуществляют гидроразрыв подземных сред в любой заданной последовательности в разнесенных местах вдоль скважины, проходящей в подземные среды, при этом скользящие муфты используют при осуществлении гидроразрыва и оставляют их в скважине при осуществлении гидроразрыва. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Скважину оборудуют дополнительной эксплуатационной колонной, межтрубное пространство цементируют. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по дополнительной эксплуатационной колонне при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины, при давлении ниже допустимого на дополнительную эксплуатационную колонну и при поддержании малого расхода жидкости разрыва. Технический результат заключается в обеспечении возможности интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной. 1 табл.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности транспортирования крупноразмерного расклинивающего наполнителя и разложения при низкотемпературных условиях. 20 з.п. ф-лы, 1 табл., 14 ил.
Наверх