Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины



Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

 


Владельцы патента RU 2539469:

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

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины, вскрывшем пласт, сложенный плотным коллектором.

Известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (патент RU №2362010, МПК E21B 43/267, опубл. 20.07.2009, бюл. №20), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, при этом установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину состава, масс.%:

- биополимер - 0,5-10;

- хлористый калий - 0,5-12;

- биоцид - 0,1-5;

- деэмульгатор - 0,1-10;

- сшиватель - 0,1-1,5;

- вода - остальное,

а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем.

Недостатки данного способа:

- во-первых, гидравлический разрыв в пласте производится без учета направления минимального главного напряжения горных пород относительно направления горизонтального ствола, что является важным в плане направления трещины, образуемой в процессе гидравлического разрыва пласта и его последующего крепления проппантом, что снижает эффективность проведения ГРП;

- во-вторых, для крепления трещины вместе с проппантом в нее закачивают жидкость, которая остается в пласте, и зачастую пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной проппантной жидкости из пласта, в связи с чем снижается эффективность ГРП, а это не позволяет достичь необходимого повышения продуктивности пласта;

- в-третьих, после проведения ГРП при снижении давления в колонне труб происходит частичный выход излишков проппанта из трещины, которые попадают обратно внутрь колонны труб, поэтому для эффективного проведения последующего ГРП возникает необходимость очистки внутреннего пространства колонны труб от проппанта, что требует проведения дополнительных спускоподъемных операций;

- в-четвертых, невысокая успешность изоляции, так как изоляцию интервала ГРП производят химическим способом, т.е. путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, находящихся вне интервала, подлежащего ГРП, при этом процесс изоляции не контролируется с устья скважины, а в составе для формирования полимерной корки на фильтрах должны быть соблюдены пропорции химических компонентов, нарушение которых ведет к срыву реализации способа, причем удаление осуществляют жидкостью-растворителем.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2013, в бюл. №12), включающий спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта - ГРП - от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш до 16/30 меш, если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш, по окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложная технология реализации способа, зависящая от направления минимального главного напряжения и связанная с применением в процессе реализации способа двух пакеров, клапана, штуцера и т.д.;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с возможным отказом в работе клапана, срабатывающего при расчетном давлении закачки или потере герметизации одного или одновременно двух пакеров;

- в-третьих, низкая проводимость трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП через фильтр в плотных коллекторах вследствие малых диаметров перфорационных отверстий в существующем фильтре. Кроме того, направление перфорационных отверстий фильтра может не совпадать с направлением развития трещин разрыва. В результате образуются единичные трещины разрыва с большими гидравлическими сопротивлениями, что приводит к возникновению высокого давления закачки и снижению расхода жидкости, что может вызвать различные осложнения, вплоть до отказа проведения ГРП;

- в-четвертых, сложность проведения эффективного крепления трещины проппантом вследствие низкой проводимости трещины, образуемой в результате проведения ГРП через фильтр в плотном коллекторе и в связи с высокой вероятностью закупорки трещины проппантовой пачкой в призабойной зоне горизонтального ствола скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины за счет повышения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.

Новым является то, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно 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 напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта 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 из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале 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, по окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

На фиг.1, 2 и 3 последовательно и схематично изображен способ реализации многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

На фиг.4 изображено направление ориентации трещины относительно перфорационных отверстий хвостовика в горизонтальном стволе скважины.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины осуществляют следующим образом.

Горизонтальный ствол скважины 1 бурят перпендикулярно минимальному главному напряжению. В процессе бурения горизонтального ствола (см. фиг.1) скважины 1 проведением геофизических исследований, например гамма-каротажа, определяют нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2n пласта 3, сложенного плотным коллектором и вскрытого горизонтальным стволом скважины 1. Например, в интервалах 2′: - 875-879 м, 2″: - 790-794 м, … 2n: - 543-547 м.

В пробуренный горизонтальный ствол скважины 1 спускают хвостовик 4, например, состоящий из колонны труб наружным диаметром 140 мм и толщиной стенки 7 мм.

Осуществляют крепление хвостовика 4, например, цементированием (на фиг.1, 2 и 3 не показано) его заколонного пространства или в процессе спуска хвостовик 4 оснащают нефтеводонабухающими пакерами (на фиг.1, 2, 3 не показаны), например, марки ТАМ, позволяющими герметично разделять между собой нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2n (см. фиг.1) пласта 3, вскрытого горизонтальным стволом скважины 1.

Далее в скважину 1 спускают колонну труб 5, например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) наружным диаметром 89 мм по ГОСТ 633-88, оснащенную на конце пакером 6, в ближайший к забою 7 нефтенасыщенный интервал 2′ пласта 3.

Применяют любой известный пакер, рассчитанный на максимальное давление гидроразрыва нефтенасыщенных интервалов 2′, 2″…2n пласта 3, например пакер марки ПРО-ЯМО3 осевой установки, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан).

Сажают пакер 6 в хвостовике 4, при этом нижний конец колонны труб 5 располагают на 1 м ближе к устью скважины 1 от нефтенасыщенного интервала 2′, т.е. в интервале 875 м-1 м=874 м. В колонну труб 5 спускают колонну гибких труб 8, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором 9, снабженным сверху жестким центратором 10, а снизу - обратным клапаном 11, пропускающим от забоя к устью.

В корпусе гидропескоструйного перфоратора 9 угол наклона к оси отверстия, в которое устанавливают насадки, составляет 2-3° к его горизонтальной плоскости. В гидропескоструйном перфораторе 9 применяют насадки с отверстием, обеспечивающим выполнение щелевого перфорационного отверстия шириной 15 мм, а из практического опыта это насадка с диаметром отверстия 4,5 мм.

Для выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′, 12″…12n (в нефтенасыщенном интервале 2′ щелевые перфорационные каналы 12′) с углом фазировки 60° применяют гидропескоструйный перфоратор 9, снабженный по периметру его корпуса шестью насадками диаметром 4,5 мм с углом 60° между ними.

Располагают гидропескоструйный перфоратор 9 (см. фиг.1) так, чтобы он размещался в конце нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3, т.е. в интервале 879,0 м, при этом центратор 10 располагается на нижнем конце колонны труб 5. В качестве колонны гибких труб 8 применяют, например, колонну типоразмером 38,1 мм. Центратор 10 гарантирует симметричное выполнение группы перфорационных отверстий 12′ в хвостовике 4 без смещения относительно оси скважины 1.

Перед созданием группы щелевых перфорационных отверстий 12′ герметизируют на устье скважины 1 пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, например, с помощью устьевого сальника (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан), позволяющего сохранять устье герметичным в процессе осевого перемещения колонны гибких труб 8 относительно колонны труб 5 (см. фиг.1) при проведении гидропескоструйной перфорации и обратной промывки.

На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь. Для этого в бункер пескосмесительного агрегата из расчета приготовления 1 м3 жидкостно-песчаной смеси добавляют следующие компоненты:

- техническая вода плотностью 1000 кг/м3 99,9%;
- линейный гель, например, «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708) 0,1%;
- кварцевый песок с концентрацией 120 кг/м3

Перемешивают в бункере пескосмесительного агрегата вышеуказанные компоненты.

Линейный гель позволяет снизить потери давления на трение в колонне гибких труб 8 при проведении гидропескоструйной перфорации.

Практическим путем установлено, что кварцевый песок с концентрацией 120 кг/м3 обеспечивает оптимальное время вырезания щелевых перфорационных отверстий, снижает повреждение гидропескоструйного перфоратора в процессе прорезания щелевых перфорационных отверстий в хвостовике, облегчает вынос отработанного песка при последующей промывке.

Производят перемещение колонны гибких труб 8 от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.

В процессе перемещения колонны гибких труб одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор с выполнением группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3.

Жидкостно-песчаная смесь вытекает из насадок (на фиг.1, 2, 3 показаны условно) гидропескоструйного перфоратора 9 (см. фиг.1) с большой скоростью и промывает в хвостовике 4 и цементном кольце (при его наличии) щелевые перфорационные отверстия 12′, а в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются конусообразные щелевые каналы 13′ глубиной до 1 м.

По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′ и конусообразных щелевых каналов 13′ в хвостовике 4 напротив нефтенасыщенных интервалов пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб 8 от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала 2′ (875-879 м) пласта 3, например, в объеме горизонтальной скважины 1, равном 22 м3, с целью извлечения отработанной жидкостно-песчаной смеси из горизонтального ствола скважины 1.

Для этого производят закачку технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, в пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, ниже устьевого сальника и перемещение колонны гибких труб со скоростью 0,25 м/с. В результате поток технологической жидкости транспортирует отработанную жидкостно-песчаную смесь через открывшийся обратный клапан 11 по колонне гибких труб 8 на устье скважины 1.

Опытным путем установлено, что выполнение группы щелевых перфорационных отверстий 12′ (см. фиг.4) длиной 25 мм и шириной 15 мм с углом фазировки 60° на расстоянии 1 м друг от друга позволяет гарантированно обеспечить совпадение направления нескольких (двух) перфорационных отверстий, выполненных относительно горизонтального ствола с направлением развития трещин разрыва. Это обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений в интервале призабойной зоны горизонтального ствола скважины в процессе проведения ГРП, что в свою очередь приводит к снижению давления закачки и повышению расхода жидкости в процессе ГРП и снижает вероятность различных осложнений.

В качестве жидкости-носителя используют, например, дегазированную нефть, 5-6%-ный раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. В результате проведения гидропескоструйной перфорации по колонне гибких труб 8 (см. фиг.1) через гидропескоструйный перфоратор 9 образуется гидравлическая связь между горизонтальным стволом скважины 1 и нефтенасыщенным интервалом 2′ пласта 3 посредством каналов 13′.

Вследствие проведения гидропескоструйной перфорации за щелевыми перфорационными отверстиями 12′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются каналы 13′, ширина которых на 30-50% в зависимости от плотности породы превышает ширину щелевых перфорационных отверстий 12′, что в процессе проведения ГРП способствует развитию разветвленных продольных и поперечных трещин 14′ (см. фиг.2).

Извлекают колонну гибких труб 8 (см. фиг.3) с гидропескоструйным перфоратором 9 из скважины 1 и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием сети разветвленных трещин 14′ из каналов 13′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 с последующим креплением разветвленных трещин 14′ легковесным смолопокрытым проппантом 15 фракции 20/40 мм (см. фиг.3) и концентрацией 1400 кг/м3 и заполнением проппантом горизонтального ствола скважины 1 напротив нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.

Гидравлический разрыв пласта производят путем подачи жидкости гидроразрыва по колонне труб 5 через канал 13′ (см. фиг.2) хвостовика 4. В результате жидкость гидроразрыва попадает в пласт 3, где под высоким давлением, создаваемым с устья скважины 1 насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3 не показан), формирует трещину 14′ (см. фиг.2) в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 горизонтального ствола скважины 1.

Далее производят крепление трещин 14′ (см. фиг.3) закачкой жидкости с проппантом 15.

Применение гидропескоструйной перфорации при вскрытии пласта, сложенного плотным коллектором как однородного, так и неоднородного по проницаемости повышает проводимость трещины в призабойной зоне пласта, так как способствует образованию и развитию сети разветвленных трещин в процессе проведения гидроразрыва пласта 3, а также обеспечивает эффективное закрепление трещины проппантом в заданном интервале пласта 3 вследствие повышения расхода жидкости-носителя проппанта ввиду образования широких каналов 13′ за щелевыми перфорационными отверстиями 12′.

В качестве жидкости гидроразрыва и жидкости для закачки проппанта применяют любые известные составы, предназначенные для гидравлического разрыва пласта, например могут использовать гелеобразные жидкости, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).

Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. 10.06.2009.

В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть применена структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте RU №2043491, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.1995.

В качестве крепителя трещин применяют алюмосиликатный проппант фракции 20/40 меш, изготавливаемый ОАО «Боровичевский комбинат огнеупоров» по ГОСТ 51761-2005. Применение проппанта малой фракции (20/40 меш), т.е. с малым размером зерен (0,3-0,6 мм), позволяет повысить эффективность крепления трещины в процессе ГРП в пласте, сложенном плотным коллектором.

Распакеровывают пакер 6, перемещают колонну труб 5 в направлении от забоя 7 к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу 2″ пласта 3.

Повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера 6 и завершая распакеровкой. Данные технологические операции повторяют в каждом нефтенасыщенном интервале 2″…2n пласта 3, вскрытом горизонтальным стволом скважины 1. По окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах 2′, 2″…2n удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины обеспечивает повышение надежности за счет увеличения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, отличающийся тем, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно 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 напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта 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 из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале 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, по окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к способу осуществления гидроразрыва. Технический результат заключается в оптимизации создаваемых напряжений от гидроразрыва из разнесенных мест вдоль ствола скважины.
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.

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.
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 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 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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск в вертикальную часть скважины обсадной колонны и ее цементирование, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины закачкой по колонне труб жидкости разрыва, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом. Горизонтальный ствол бурят перпендикулярно направлению минимального главного напряжения. ГРП производят закачкой жидкости разрыва с расходом 2-3 м3/мин с образованием продольной трещины в пласте относительно открытой горизонтальной части скважины, в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель, затем производят крепление продольной трещины закачкой по колонне труб проппанта крупной фракции с жидкостью-носителем - сшитым гелем. Затем производят ГРП закачкой жидкости разрыва с расходом 7-9 м3/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление разветвленных трещин ГРП закачкой проппанта мелкой фракции с жидкостью-носителем - линейным гелем. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3. Технический результат - интенсификация свкажины, вскрывшей низкопроницаемый пласт. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины. Дополнительно производят временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта, перфорируют интервал глинистого прослоя с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, затем спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли глинистого прослоя, осуществляют посадку пакера в скважине, производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта с образованием трещин закачкой гидроразрывной жидкости по колонне НКТ через интервалы перфорации глинистого прослоя. Далее в трещины закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 3-5 м3 с расходом 10 м3/мин. В качестве проппанта используют проппантную смесь. Затем производят крепление трещин порционной закачкой гидроразрывной жидкости и проппантной смеси, начиная с концентрации проппантной смеси 400 кг/м3 со ступенчатым увеличением ее концентрации на 200 кг/м3 в гидроразрывной жидкости в каждой порции и расходом 5 м3/мин. Проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, мас.%: проппант 12/40 меш. - 30%; проппант 18/20 меш. - 30%; кварцевая мука - 40%. По окончании гидроразрыва низкопроницаемого пласта удаляют временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта и проводят перфорацию низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении надежности проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи. В способе разработки карбонатной нефтяной залежи, включающем бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах, согласно изобретению керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола. На отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное Pmin, МПа, и максимальное Pmax, МПа, давление гидроразрыва. Предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой. Во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины. Затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Pmax, причем на участках, где требуется Pmax, проводят кислотную обработку в объеме Qmax, м3/м, где требуется Pmin, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального. В остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению: Q n = Q min − Q max P min − P max ⋅ (P n − P min ) + Q min , где Qn - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-й участок пласта вдоль горизонтального ствола, м3/м, Pn - требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа. 1 ил.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. По другому варианту способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH; d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности инициирования и контролирования образования пробок. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва включает приготовление жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования полимерного геля, способного к синерезису; закачивание суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; инициирование синерезиса геля с формированием агрегатов из расклинивающего агента. Способ по второму варианту включает инициирование образования комплекса полиэлектролитов с формированием агрегатов из расклинивающего агента. Способ по третьему варианту включает приготовление жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей полимер при температуре, меньшей его нижней критической температуры растворения; закачивание суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в подземную формацию при температуре, большей нижней критической температуры растворения полимера с формированием агрегатов из расклинивающего агента. 3 н. и 28 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Горизонтальный ствол скважины бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения. На нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон. Поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации. Далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин. Причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачивание жидкости гидроразрыва по колонне НКТ с пакером в низкопроницаемый пласт и создание трещины гидравлического разрыва в низкопроницаемом пласте с последующим креплением трещины закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска колонны НКТ в скважину перфорируют интервал водоносного пропластка низкопроницаемого пласта с образованием перфорационных отверстий. Затем на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают заглушкой, нижними рядами отверстий, пакером, верхними рядами отверстий и дополнительным пакером. Причем внутри колонны НКТ устанавливают подвижную втулку, оснащенную радиальными каналами, герметично перекрывающую в исходном положении нижние ряды отверстий колонны НКТ и сообщающую колонну НКТ через верхние ряды отверстий и перфорационные отверстия с водоносным пропластком. При этом внутри подвижной втулки устанавливают седло, подвижную втулку и седло в исходном положении относительно колонны НКТ фиксируют дифференциальным срезным элементом. Спускают колонну НКТ в скважину, сажают пакер и дополнительный пакер в скважине так, чтобы они герметично отсекали водоносный пропласток с двух сторон, производят изоляцию верхнего водоносного пропластка закачкой и продавкой водоизоляционной композиции по колонне НКТ через верхние ряды отверстий в водоносный пропласток через ее перфорационные отверстия под давлением, в 2 раза меньшим давления гидравлического разрыва пласта, выдерживают технологическую паузу на затвердевание водоизоляционной композиции, после чего с устья скважины сбрасывают в колонну НКТ шар, создают избыточное давление в колонне НКТ. При этом сначала разрушают срезной элемент и под действием избыточного давления выше шара перемещают подвижную втулку по колонне НКТ вниз до упора в заглушку колонны НКТ, продолжают повышать избыточное давление в колонне НКТ и вновь разрушают срезной элемент. При этом под действием избыточного давления выше шара седло перемещают вниз до упора в заглушку. Верхние ряды отверстий колонны НКТ герметично отсекаются подвижной втулкой, а нижние ряды отверстий колонны НКТ посредством радиальных каналов подвижной втулки сообщаются с колонной НКТ. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.
Наверх