Способ гидравлического разрыва и крепления пластов



Владельцы патента RU 2534374:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов и обеспечения устойчивой работы эксплуатационных скважин способом гидравлического разрыва пласта (ГРП) и крепления пород коллекторов. Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов и обеспечения устойчивой работы эксплуатационных скважин способом гидравлического разрыва пласта и крепления пород коллекторов. В способе гидравлического разрыва и крепления пластов приготавливают жидкость разрыва, содержащая водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия - 17-20, вода - 80-83, и ацетоно-спиртовый раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1, при соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор жидкого стекла - 75-85 и указанный ацетоно-спиртовый раствор - 15-25, осуществляют закачку ее в пласт через 30-40 минут после приготовления. При достижении гидравлического разрыва пласта для крепления пород коллектора в жидкость разрыва вводят проппант в количестве 100-150 кг. на 1 м3 жидкости и проводят закачку закрепителя водно-спиртового раствора хлоридов щелочноземельных металлов состава, масс.%; хлорид кальция - 14,0-17,0; хлорид магния - 1,5-2,5; метиловый спирт - 23,0-47,0; остальное - вода. Технический результат - обеспечение производительности и устойчивой работы скважин после проведения ГРП за счет эффективного крепления рыхлых, несцементированных пород коллектора в призабойной зоне продуктивного горизонта. 1 табл.

 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов и обеспечения устойчивой работы эксплуатационных скважин способом гидравлического разрыва пласта (ГРП) и крепления пород коллекторов.

Известен способ крепления призабойной зоны пласта путем закачивания силиката щелочного металла и спиртового раствора соли кальция (гидрат хлорида кальция, хелатный кальций и другие соли кальция, растворимые в спирте) через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны в призабойную зону пласта (ПЗП). При взаимодействии этих компонентов в пласте образуется цементирующий материал (патент США №5101901, Е21В 33/13, 43/04, 43/12, опубл. 07.04.1992).

Недостатком указанного способа является недостаточная эффективность из-за невысокой прочности сформированного закрепленного слоя и снижение емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов в ПЗП. Обусловлено это тем, что при закачке водный раствор силиката щелочного металла, двигаясь по пути наименьшего сопротивления, заполняет в первую очередь крупные поры. При этом остаются незаполненными капиллярные зоны с незамещенной пленкой, связанной с поверхностью песка воды из-за их прочной связи. При закачивании в песчаный барьер спиртового раствора хлорида кальция происходит его быстрое взаимодействие с находящимся в порах водным раствором силиката щелочного металла, в результате чего образуется высоковязкий экран, который не позволяет проникнуть закрепляющему составу далеко в пласт, закупоривает часть порового пространства, ухудшает его емкостные и фильтрационные характеристики. Эти недостатки особенно усугубляются, если продуктивный пласт сложен рыхлой мелкозернистой породой. В итоге техническим результатом известного способа является закрепление пород призабойной зоны продуктивного пласта в небольшом радиусе с одновременным снижением фильтрационных и емкостных свойств коллектора.

Известен способ ГРП, предусматривающий использование натриевого среднемодульного жидкого стекла, концентрированной соляной кислоты и воды в качестве жидкости разрыва при следующем соотношении компонентов в об.%: указанное жидкое стекло - 8-17; 20-23%-ная указанная кислота - 0,05-3,6; вода - остальное (патент РФ №2190093, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.09.2002).

Недостатком данного способа является невозможность его использования для закрепления рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны продуктивного пласта. Способ можно использовать только для гидравлического разрыва пласта с образованием трещин, заполнением их проппантом и последующей деструкцией используемой жидкости водным раствором NaOH. При указанном по способу концентрационном соотношении используемых компонентов образуется гель с низким показателем фильтруемости, а среднее время гелеобразования составляет приблизительно 30 мин. Эти факторы не позволяют жидкости проникать в породу пласта на достаточное расстояние. Последующая деструкция и удаление жидкости разрыва оставляет проппант в трещине с незакрепленной породой пласта, что в последующем приводит к его внедрению в рыхлую породу и смыканию стенок трещины.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами, позволяющий провести ГРП с помощью жидкости разрыва, содержащей водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия 17-20, вода 80-83, и ацетоно-спиртовый раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1 и проппанта в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости с одновременным креплением пород коллектора водно-спиртовым раствором хлорида кальция состава, масс.%: хлорид кальция 17,0-19,0, этиловый спирт 25,0-45,0, вода остальное (патент РФ №2416025, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2011). Способ восстанавливает продуктивность ПЗП.

Недостатком указанного способа является невозможность обеспечения достигнутой производительности и устойчивой работы скважин после проведения ГРП из-за постепенного ухудшения свойств закрепляющей породу цементирующей пленки и выноса песка при дальнейшей эксплуатации.

Задачей заявленного изобретения является создание способа гидравлического разрыва и крепления пластов, обеспечивающего производительность и устойчивую работу скважин после проведения ГРП за счет эффективного крепления пород коллектора в призабойной зоне продуктивного горизонта.

Поставленная задача достигается тем, что для гидравлического разрыва и крепления пластов приготавливают жидкость разрыва, содержащую водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия - 17-20, вода - 80-83, и ацетоно-спиртовый раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1, при соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор жидкого стекла - 75-85 и указанный ацетоно-спиртовый раствор - 15-25, осуществляют закачку ее в пласт через 30-40 минут после приготовления. При достижении гидравлического разрыва пласта для крепления пород коллектора в жидкость разрыва вводят проппант в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости и проводят закачку раствора закрепителя. В качестве раствора закрепителя используют водно-спиртовый раствор хлоридов щелочноземельных металлов, а в качестве спирта - метиловый спирт при следующем соотношении компонентов масс.%; хлорид кальция - 14,0-17,0; хлорид магния - 1,5-2,5; метиловый спирт - 23,0-47,0; остальное - вода.

При взаимодействии жидкого стекла и хлорида кальция на поверхности частиц пород образуется цементирующая пленка. А при взаимодействии жидкого стекла и хлорида кальция в присутствии хлорида магния на поверхности частиц пород образуется более прочная и плотная цементирующая пленка благодаря внедрению в ее кристаллическую решетку ионов магния, имеющих маленький ионный радиус, чем у ионов кальция. В пределах концентраций хлорида магния в растворе закрепителя 1,5-2,5 масс.% обеспечивается оптимальные свойства цементирующей пленки и качество закрепления пластов. Увеличение концентрации хлорида магния в растворе закрепителя более 2,5 масс.% практически не оказывает влияния на качество закрепления пород. Использование метилового спирта в составе закрепителя позволяет ускорить проведение реакции жидкого стекла с хлоридами щелочноземельных металлов за счет большей растворимости последних в водном растворе метилового спирта, чем этилового. Кроме того, стоимость метилового спирта существенно ниже, чем этилового.

Примеры конкретного осуществления способа.

Сущность заявленного способа описывается следующими примерами.

Пример 1 (промысловый).

Проведение ГРП в призабойной зоне и крепление пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами, осуществляются в следующей последовательности:

1. Проводят весь стандартный набор операций подготовки процесса ГРП.

2. Приготавливают жидкость разрыва из расчета заполнения ею перового заколонного продуктивного пласта, а также трещин разрыва на расстоянии до 0,5 м от плоскости внедрения. Жидкость разрыва включает: водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия - 20, вода - 80, и ацетоно-спиртовый раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор жидкого стекла - 80 и указанный ацетоно-спиртовый раствор - 20.

3. В пескосмесительной установке проводят смешивание указанных компонентов с получением гелеобразной консистенции.

4. В начальный момент гелеобразования, когда вязкость геля еще невысокая, начинают процесс закачки полученного раствора цементировочным агрегатом через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в продуктивный пласт. Невысокое начальное значение вязкости обеспечивает проникновение геля в пласт на достаточные расстояния.

5. При достижении гидравлического разрыва пласта в жидкость разрыва дополнительно вводят проппант в количестве 100 кг на 1 м3 жидкости и продолжают закачку жидкости-песконосителя в пласт. К этому времени вязкость силикатного геля повышается до степени, при которой обеспечивается достаточная удерживающая способность для жидкости-песконосителя.

6. В гидратационной установке готовят расчетное количество жидкости закрепления (водно-спиртовый раствор хлоридов кальция и магния), содержащей масс.%: хлорид кальция - 16,0, хлорид магния - 2,0, метиловый спирт - 35,0, вода - остальное.

7. После завершения закачки жидкости разрыва с проппантом в пласт всасывающий манифольд агрегата закачки переключают на выход гидратационной установки и производят закачку водно-спиртового раствора хлоридов кальция и магния, который на первом этапе выполняет роль продавочной жидкости для жидкости-песконосителя, а при поступлении его в перовое пространство продуктивного пласта и в межзерновой объем гравийного заполнения трещин разрыва он становится жидкостью закрепления. Известно, что адгезионная способность вещества к гидрофильным поверхностям песка обусловливается присутствием в его структуре высокоактивных и реакционно-способных гидроксильных групп. Такая группа содержится в структуре метилового спирта, поэтому он хорошо смачивает поверхность песка и отнимает воду от силикатного геля, что приводит к его коагуляции и быстрому закреплению на поверхности песка.

8. После завершения прокачки расчетного количества водно-спиртового раствора хлоридов кальция и магния закрывают скважину на время полного взаимодействия компонентов 5 сут. Образовавшийся силикатно-кальциево-магниевая цементирующая пленка обеспечивает высокую прочность закрепленной породы и гравийного заполнения трещин разрыва с одновременным сохранением проницаемости породы в пределах не менее 65% от исходной.

9. После завершения ГРП по предлагаемому способу вызывают приток пластового флюида по стандартным технологиям, которые легко вымывают из пласта оставшийся и непрореагировавший водно-спиртовый раствор хлоридов кальция и магния. После этого скважина сдается в эксплуатацию.

Пример 2 (лабораторный).

Для выявления эффективности закрепления породы пласта предлагаемым составом жидкости ГРП в кернодержатель установки испытания проницаемости кернов помещают заранее приготовленный в пресс-форме из песка фракции 0,05-0,1 (крупный алеврит) и порошка бентонитовой глины в соотношении 97% и 3% соответственно образец, моделирующий продуктивный пласт и определяют исходную газопроницаемость.

Приготавливают гелеобразующую жидкость на основе водного раствора среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия - 20, вода - 80, и ацетоно-спиртового раствора, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор жидкого стекла - 80 и указанный ацетоно-спиртовый раствор - 20.

По истечении 30 минут продавливают приготовленную жидкость в модельный образец до полного его прохождения.

Приготавливают водно-спиртовый раствор щелочноземельных металлов с заданными концентрациями хлорида кальция, хлорида магния и метилового спирта, который также продавливают через образцы до полного его прохождения.

После 48 часов выдержки образец извлекают из кернодержателя и проводят испытания. Определяют прочность на сжатие и проницаемость образцов после обработки. Полученные результаты представлены в таблице.

Как видно из таблицы, при заданных параметрах жидкости закрепителя - водно-спиртового раствора хлоридов кальция и магния (при содержании хлорида кальция - 14,0-18,0; хлорида магния - 1,5-2,5 и метилового спирта - 23,0-47,0 масс.%) улучшается качество закрепления пород. Так, прочность на сжатие после обработки образцов увеличивается на 3,2-12,9%. При этом повышается и процент сохранения проницаемости пород.

Таблица
Результаты исследований обработанных образцов проб пород
№ п/п Наименование Состав жидкости закрепителя, масс.% Показатель
Хлорид кальция Хлорид магния Спирт Вода Проницаемость образца до обработки, 10-13 м2 Проницаемость образца после обработки, 10-13 м2 Процент сохранения проницаемости, % Прочность на сжатие после обработки,
кг/см2
  Образец 1 (Прототип) 18 - 35
(этиловый)		 47 11 7,8 71 31
  Образец 2 14 1,5 23
(метиловый)		 61,5 11 7,8 71 32
  Образец 3 15 2,0 30
(метиловый)		 53 11 7,9 72 33
  Образец 4 17 2,3 40
(метиловый)		 40,7 11 8,0 72,5 35
  Образец 5 18 2,5 47
(метиловый)		 32,5 11 7,9 71,7 34

Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, включающий приготовление жидкости разрыва, содержащей водный раствор среднемодульного жидкого стекла состава, масс.%: силикат натрия - 17-20, вода - 80-83, и ацетоно-спиртовый раствор, состоящий из безводных ацетона и метилового спирта в объемном соотношении 0,4:1, при соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор жидкого стекла - 75-85 и указанный ацетоно-спиртовый раствор - 15-25, закачку ее в пласт через 30-40 минут после приготовления, введение в жидкость разрыва для крепления пород коллектора проппанта в количестве 100-150 кг на 1 м3 жидкости и закачку закрепителя - водно-спиртового раствора хлоридов щелочноземельных металлов, отличающийся тем, что в состав закрепителя дополнительно вводят хлорид магния, а в качестве спирта используют метиловый спирт при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Хлорид кальция 14,0-18,0
Хлорид магния 1,5-2,5
Метиловый спирт 23,0-47,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации.

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.
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.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва углеводородсодержащего пласта. Скважинная система содержит множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.
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.

Группа изобретений относится к скважинному мониторингу, с использованием распределенной системы акустического зондирования, гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы мониторинга. Сущность решения: способ содержит этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, причем указанную индикацию(ии) используют для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину. 3 н. и 42 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине. Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития трещины и ее размеры по азимуту. С двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами. В добывающую скважину спускают насосное оборудование. В каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле. Осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой нефти из добывающей скважины до полной выработки. Затем добывающую скважину переводят в наблюдательную. Параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину. Затем процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. 2 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины. При проведении очередного гидроразрыва участок, через который производят разрыв, изолируют от остальной части колонны пакером. В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, а по окончании бурения определяют давление гидроразрыва породы в каждом интервале горизонтального ствола. Далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление гидроразрыва пласта, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта. После падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления гидроразрыва пласта для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта. Производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин. Технический результат заключается в сокращении длительности реализации ГРП, повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи. При этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента с расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны. Гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины. Трещины образуют при давлении нагнетания рабочей жидкости в обсадной колонне ниже бокового горного давления. Перед спуском колонны труб в скважину на нижний конец гидромониторного инструмента устанавливают поворотное устройство и механический пакер. С целью компенсации утечек и расклинивания трещин в пласте в процессе гидравлического разрыва пласта применяют кислоту в объеме, равном 20% от объема рабочей жидкости, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через гидромониторный инструмент в каверну до создания трещины разрыва, после чего в заколонное пространство скважины начинают закачивать кислоту с целью компенсации утечек и расклинивания трещины. Давление закачки кислоты в заколонное пространство скважины составляет 85% от давления, создаваемого в колонне труб в процессе развития трещины, по окончании развития трещины и расклинивания трещины в одном направлении приподнимают колонну труб на 1 м, поворачивают колонну труб на угол, соответствующий направлению формирования следующей трещины, и опускают, затем повторяют технологические операции. Технический результат заключается в повышении точности ориентации трещин, эффективности и надежности проведения ГРП в карбонатных коллекторах. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление хвостовика с фильтрами, спуск пакера и его посадку, формирование трещин в каждой из зон, соответствующих интервалам частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. При этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от дальнего интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб. Выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике, выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой и выполняют гидравлический разрыв пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины. Технический результат заключается в повышении надежности ГРП и эффективности крепления трещины. 4 ил.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель с кажущимся удельным весом от 2,10 г/см3 до 2,55 г/см3 и объемной плотностью от 1,30 г/см3 до 1,50 г/см3 приготовлен из смеси природных глин, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, где содержание глинозема 5,5-35%. В способе приготовления указанного выше наполнителя высокой прочности расклинивающего наполнителя достигают регулированием времени обжига в пределах 75-960 минут и температуры обжига от 1150°C до 1380°C. Спеченная сферическая гранула, приготовленная из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, имеющая по существу округлую и сферическую форму, характеризуется коэффициентом Крумбейна, по меньшей мере, 0,8 при содержании глинозема в ней 5,5-35%. В способе гидроразрыва подземного пласта нагнетают в пласт гидравлическую текучую среду с расходом и давлением, достаточными для раскрытия разрыва в пласте, и нагнетают в разрыв текучую среду, содержащую указанный выше наполнитель. Технический результат - повышение прочности расклинивающего наполнителя и его проводимости. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 13 табл., 5 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-11-27 2014-11-26T19:08:00
Наверх