Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой


 


Владельцы патента RU 2544343:

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

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 области нефтегазодобывающей промышленности, в частности может быть использовано для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с подстилающим водоносным пластом.

Известен способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010, бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая надежность проведения гидроразрыва пласта, связанная с закачкой проппанта расчетного радиуса, при этом ошибка в расчете может привести к невозможности продавки проппанта в трещину и ее закрепления;

- во-вторых, прорыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации низкопроницаемого пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями (патент RU №2457323, МПК E21B 43/26, опубл. 27.07.2012, бюл. №21), включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта, при этом в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта (ПЗП) с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью получения преждевременного «стопа», так как крепление трещины осуществляют с высокой концентрацией проппанта - кварцевого песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, при таких условиях транспортирующая способность жидкости-носителя (пены) резко снижается, что может закупорить трещину в призабойной зоне пласта;

- во-вторых, низкая проводимость трещины гидроразрыва в низкопроницаемом пласте, связанная с неравномерным распределением кварцевого песка в трещине (в основном в начале трещины) при его продавке, что приводит к быстрому смыканию трещины и потере ее проводимости;

- в-третьих, провыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации низкопроницаемого пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности реализации способа, повышение проводимости трещины в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппанта в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации, а также исключение прорыва трещины в пласт с подошвенной водой в процессе гидроразрыва за счет создания трещины гидроразрыва через интервал глинистого прослоя.

Поставленные задачи решаются способом гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - 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.

Новым является то, что 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, причем в качестве проппанта используют проппантную смесь, после чего 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, причем проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, % масс.:

- 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.

Данный способ применяют в нефтегазодобывающих скважинах с низкопроницаемыми пластами (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм2) и песчаниках, содержащих прослои высоконабухающих или мигрирующих глин и подошвенной водой.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На фигуре схематично представлен предлагаемый способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, где 1 - добывающая скважина; 2 - низкопроницаемый пласт; 3′, 3″ - непроницаемые пропластки (глинистые прослои); 4 - продуктивный пропласток (проницаемый песчаник); 5 - интервал перфорации продуктивного пропластка 4, 6 - пласт с подошвенной водой; 7′ и 7″ - перфорационные отверстия, соответственно, большого диаметра и глубокого проникновения; 8 - колонна НКТ; 9 - пакер; 10 - задвижка; 11 - нагнетательная линия; 12 - трещина гидроразрыва; 13 - «подушка» сшитого геля; 14 - интервал перфорации продуктивного пропластка после проведения гидроразрыва с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва.

Добывающая скважина 1 (см. фигуру), вскрывшая низкопроницаемый пласт 2 (далее пласт) с непроницаемыми пропластками (глинистыми прослоями) 3′ и 3″, между которыми размещен продуктивный пропласток (проницаемый песчаник) 4 с низкой проницаемостью ((0,1-10)×10-3 мкм2), с интервалом перфорации 5 и пластом с подошвенной водой 6 эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фигуре не показан). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимы работы по интенсификации добычи нефти из пласта 2 добывающей скважины 1.

С этой целью производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) продуктивного пропластка 4 пласта 2. Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано).

Производят временную изоляцию интервала перфорации 5 (см. фигуру) пласта 2. Для этого спускают на технологической колонне труб (на фигуре не показана) и устанавливают в скважине 1 над интервалом перфорации 5 пласта 2 (см. фигуру) извлекаемую пакер-пробку (ИПП) на 35 МПа (на фигуре не показана) конструкции института «ТатНИПИнефть», г. Бугульма, Республика Татарстан), после чего технологическую колонну труб поднимают из скважины 1.

Затем в скважину 1 спускают перфоратор на колонне технологических труб и перфорируют интервал глинистого прослоя 3′ с использованием чередующихся между собой зарядов с образованием перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″. Например, используют перфоратор ПКТ89КЛ-М, выпускаемый Нефтекамским машиностроительным заводом (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия).

Создание чередующихся перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ в интервале глинистого прослоя 3′ позволяет создать направления для образования трещины 12 в продуктивном пропластке 4 через глинистый прослой 3′ и исключить прорыв трещины в пласт с подошвенной водой 6.

Далее спускают в скважину 1 колонну насосно-компрессорных труб 8 с пакером 9. Производят посадку пакера 9 в скважине 1 выше перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″. Таким образом, осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 8. В качестве пакера применяют, например, пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 35 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Россия).

На устье скважины 1 на верхний конец колонны НКТ 8 наворачивают задвижку 10, которую посредством нагнетательной линии 11 обвязывают с насосными агрегатами (на фигуре не показаны) для закачки гидроразрывной жидкости.

Определяют общий объем гидроразрывной жидкости по следующей формуле:

Vг=k·Нп,

где Vг - общий объем гидроразрывной жидкости, м3;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;

Нп - высота интервала перфорации продуктивного пропластка 4 пласта 2, м.

В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта 2, в котором производят ГРП.

Например, высота интервала перфорации продуктивного пропластка 4 пласта 2 равна 3 м. Подставляя значения в формулу Vг=k·Нп, получаем общий объем гидроразрывной жидкости:

Vг=11(м3/м)·3(м)=33 м3.

В качестве гидроразрывной жидкости применяют известные составы линейных гелей, например, 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). Перед закачкой линейного геля в скважину в него добавляют ингибитор SLP-55 Scale Inhibitor производства фирмы Halliburton (2% от общего объема линейного геля), который предотвращает набухание глин (непроницаемых пропластков 3′ и 3″) в процессе проведения ГРП.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 11 через открытую задвижку 10 закачивают в скважину 1 по колонне НКТ 8 гидроразрывную жидкость - линейный гель - с динамической вязкостью, например, 30 сП. Гидроразрывную жидкость закачивают с расходом, например, 7,0 м3/мин. Гидроразрывная жидкость, проходя через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″, оказывает давление на глинистый прослой 3′ пласта 2, разрывая его, о чем свидетельствуют падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 1 с образованием трещины разрыва 12 в продуктивном пропластке 4. Например, при закачке линейного геля достигли давления 30 МПа, вследствие образования трещины разрыва 12 произошло падение давления закачки линейного геля на 25%, т.е. до 22,5 МПа, при этом приемистость пласта 1 увеличилась на 30%, например с 7,0 до 9,1 м3/мин.

Использование линейного геля (30 сП) создает меньшее сопротивление вследствие сравнительно низкой вязкости. В процессе образования трещины 12 по колонне труб в пласт 1 была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме, например, 18 м3.

Далее в трещину 12 с помощью насосных агрегатов закачивают оторочку сшитого геля в объеме 3-5 м3, например в объеме 4 м3, по нагнетательной линии 11 через открытую задвижку 10 по колонне труб 8 и через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ глинистого прослоя 3′ пласта 2 с расходом 10 м3/мин.

В качестве оторочки сшитого геля на углеводородной основе используют любой известный состав, например см. главу 3 монографии С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин (ОАО НПО «Бурение», 2006, с.153), который включает раствор полимера (МО-НТ) в углеводороде, сшивающий и временной деструктор (МО-НТ-гидрофобная модификация ПАА) My-T-Oil (Halliburton) или сшитый гель на углеводородной основе, изготавливаемый фирмой ЗАО «ПромХим-Сфера» (г. Москва, Россия).

В качестве проппанта используют проппантную смесь. Сшитый гель на углеводородной основе имеет низкие потери давления на трение в трубах и высокую вязкость в пласте, что обеспечивает создание широкой, глубоко проникающей трещины, при деструкции не образует осадка, не ухудшает проницаемость пласта и трещины ГРП, а также характеризуется высокими пескоудерживающими свойствами, низкой фильтруемостью в пласт и хорошей прокачиваемостью.

Сшитый гель оседает на дно трещины 12 и образует своеобразную «подушку» 13, которая, с одной стороны, предотвращает развитие трещины вниз и ее прорыв при последующем ее креплении проппантной смесью в пласт с подошвенной водой 6, а с другой стороны, снижает фильтрацию линейного геля в нижний глинистый прослой 3″, что позволяет равномерно заполнить трещину 12 проппантной смесью.

Затем на устье скважины готовят проппантную смесь в следующем соотношении (% масс.):

- проппант 12/40 меш. - 30%;

- проппант 18/20 меш. - 30%;

- кварцевая мука фракции 0,1 мм - 40%.

Например, готовят 9·103 кг = 9 т проппантной смеси. Для этого в емкость (на фигуре не показано) загружают и смешивают проппантную смесь в следующем соотношении (% масс.):

- проппант 12/40 меш. - 30% (2,7·103 кг);

- проппант 18/20 меш. - 30% (2,7·103 кг);

- кварцевая мука фракции 0,1 мм - 40% (3,6·103 кг).

Используют проппант фракций 12/40 и 18/20 меш., которые изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускают на Боровичевском комбинате огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь). Кварцевую муку фракции 0,1 мм выпускают по ТУ 5717-001-16767071-99, поставщик ООО Торговый дом «Кварц» (г. Екатеринбург, Россия). С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 11 (см. фигуру) через открытую задвижку 10 закачивают в скважину 1 по колонне НКТ 8 оставшийся объем (33 м3-18 м3=15 м3) гидроразрывной жидкости - линейного геля - с динамической вязкостью, например, 30 сП с добавлением проппанта в количестве 9 т. Гидроразрывную жидкость с проппантной смесью закачивают в трещину 12 через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ с расходом 5,0 м3/мин со ступенчатым увеличением концентрации проппантной смеси в линейном геле. Линейный гель в качестве жидкости-носителя по сравнению с пеной, используемой в прототипе, обладает лучшей транспортирующей проппантную смесь способностью, что позволяет произвести равномерное рапределение проппантной смеси в трещине 12. Использование в качестве проппанта не кварцевого песка, как описано в прототипе, а проппантной смеси, состоящей из проппанта различных фракций, обеспечивает высокую проводимость трещины 12, образованной в низкопроницаемом пласте, и исключает ее смыкание.

Концентрацию проппантной смеси в линейном геле увеличивают так, чтобы при продавке последней (не раньше) порции проппанта произошел «стоп», о чем будет свидетельствовать резкий рост давления закачки. Увеличивают концентрацию проппантной смеси в линейном геле на 200 кг/м3 в каждой последующей порции, начиная с концентрации проппантной смеси в линейном геле 400 кг/м3.

Количество порций зависит от массы проппантной смеси, предназначенной для крепления трещины 12 из расчета увеличения концентрации проппантной смеси в линейном геле на 200 кг/м3 в каждой последующей порции, начиная с концентрации проппантной смеси в линейном геле 400 кг/м3.

Например, закачку линейного геля производят в три порции 15/3=5 м3, т.е. по 5 м3 в каждой порции, при этом в каждую порцию линейного геля добавляют проппантную смесь, соответственно сначала 2 т = 2000 кг проппантной смеси (концентрация 2000 кг/5 м3=400 кг/м3), затем 3 т проппантной смеси (концентрация 3000 кг/5 м3=600 кг/м3) и в последнюю порцию линейного геля добавляют 4 т проппантной смеси (концентрация 4000 кг/ 5 м3=800 кг/м3).

Итого закачивают и продавливают 9 т проппантной смеси в трещину 12.

При этом при продавке последней порции проппантной смеси под давлением 22,5 МПа произойдет резкий скачок давления закачки на 40%, т.е. до 31,5 МПа. После продавки последней порции проппантной смеси производят технологическую выдержку, например в течение 2 ч, для спада давления, после чего срывают пакер 9 и извлекают из скважины колонну НКТ 8 с пакером.

Повышается проводимость трещины 12 в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппантной смеси в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации.

Удаляют временную изоляцию пласта 2. Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб со стандартным ловителем, например наружной труболовкой, производят захват ИПП. После чего извлекают технологическую колонну труб с труболовкой и ИПП на поверхность.

Далее проводят перфорацию 14 продуктивного пропластка 4 низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины 1 и трещиной 12 гидроразрыва. Например, в скважину 1 на колонне технологических труб спускают перфоратор ПКТ89КЛ-М, выпускаемый Нефтекамским машиностроительным заводом (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия), и перфорируют интервал продуктивного пропластка 4 пласта 2 с использованием зарядов глубокого проникновения.

Предлагаемый способ позволяет:

- повысить надежность проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой;

- повысить проводимость трещины в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппантной смеси в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации;

- исключить прорыв трещины в пласт с подошвенной водой в процессе гидроразрыва за счет создания трещины гидроразрыва через интервал глинистого прослоя путем его предварительной перфорации с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения.

Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - 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, отличающийся тем, что 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, причем в качестве проппанта используют проппантную смесь, после чего 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, причем 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.



 

Похожие патенты:
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.

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.
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.
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.

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.

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 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.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением стандартного рабочего расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин. При продавке проппантно-гелевой смеси проводят пошаговое снижение расхода жидкости с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2,0 м3/мин. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации работы скважины за счет создания более широкой и проводящей трещины в призабойной части пласта. 1 табл.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт. Способ включает бурение кустовым способом верхней, средней и нижней скважин с вертикальными участками и горизонтальными стволами, расположенными параллельно друг другу, установку в скважины электродов и погружного электроцентробежного насоса, прогревание пласта электрическим током посредством установленных в скважине электродов, отбор разогретых высоковязкой нефти и битума погружным электроцентробежным насосом. Горизонтальные стволы скважин бурят в направлении максимального напряжения σmax горных пород, слагающих пласт. По всей длине горизонтального ствола верхней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Бурят вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола верхней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с горизонтальным стволом верхней скважины спускают электроды, в качестве которых применяют колонны насосных штанг. На устье скважин электроды обвязывают с электрической подстанцией, затем в вертикальный участок средней скважины спускают на колонне труб погружной центробежный насос. Осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол верхней скважины, а добычу разогретых высоковязкой нефти и битума осуществляют из горизонтального ствола средней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. По окончании выработки высоковязкой нефти и битума из пласта на участке между горизонтальными стволами верхней и средней скважин отсоединяют электроды от электрической подстанции и извлекают электроды из вертикальных скважин, а из вертикального участка ствола средней скважины извлекают колонну труб с погружным электроцентробежным насосом. Затем в горизонтальном участке средней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Добуривают вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола средней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта, в вертикальные скважины в интервал их пересечения с горизонтальным стволом средней скважины спускают электроды и на устьях скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией. Спускают погружной центробежный насос в вертикальный участок ствола нижней скважины, осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол средней скважины, а добычу разогретой нефти осуществляют из горизонтального ствола нижней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума, увеличении охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом, повышении дебита разогретой нефти и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. На устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером. Спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта. Герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести. Начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой. Причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш. Затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя - гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля. Далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил., 1 табл.
Наверх