Способ гидроразрыва пласта


 


Владельцы патента RU 2563901:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.

Известен способ гидроразрыва продуктивного пласта (патент RU №2453695, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - 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 жидкости разрыва с проппантом, при этом предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны НКТ, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.

Недостатки способа:

- во-первых, невозможность создания высокопроводящих каналов из-за сплошного заполнения трещины проппантной набивкой вследствие ее постоянной (не пульсирующей) закачки;

- во-вторых, неравномерность распределения проппанта в трещине и схлопывание трещины в верхней ее части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины из-за отсутствия конвекции жидкостей в трещине;

- в-третьих, неполное разрушение геля в проппанте под действием деструктора, вследствие чего происходит снижение проводимости проппантной пачки;

- в-четвертых, сложный технологический процесс и высокие затраты на реализацию гидроразрыва пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидроразрыва пласта (патент RU №2453694, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - 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 жидкости разрыва с проппантом. Предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны НКТ, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны НКТ и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 МПа и более делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования, причем при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.

Недостатки способа:

- во-первых, невозможность создания высокопроводящих каналов из-за сплошного заполнения трещины проппантной набивкой вследствие ее постоянной (не пульсирующей) закачки;

- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине и схлопывание трещины в верхней ее части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины из-за отсутствия конвекции жидкостей в трещине;

- в-третьих, неполное разрушение геля в проппанте под действием деструктора, вследствие чего снижается проводимость проппантной пачки;

- в-четвертых, сложный технологический процесс и высокие затраты на реализацию гидроразрыва пласта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности гидравлического разрыва за счет создания высокопроводящих каналов в трещине гидроразрыва пласта, равномерного распределения проппанта в трещине с исключением схлопывания в верхней части трещины из-за осаждения проппанта в нижней части трещины, обеспечения условия для полного разрушения геля в проппанте, упрощения технологического процесса и снижения затрат на реализацию гидроразрыва пласта.

Поставленная техническая задача решается способом гидроразрыва пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - 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.

Новым является то, что 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.

На фигуре схематично изображен предлагаемый способ гидроразрыва пласта.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Перед осуществлением способа в зависимости от давления раскрытия трещин производят регулировку параметров работы забойного пульсатора 1 (см. фигуру), то есть подбирают оптимальный режим (частоту колебаний, амплитуду) движения массы жидкости при гидроразрыве пласта 2 терригенного типа.

Известно, что с увеличением расхода потока жидкости увеличивается частота колебаний потока жидкости, поэтому увеличить амплитуду колебаний пульсирующего потока жидкости при гидроразрыве пласта и соответственно перепад давлений в процессе гидроразрыва пласта можно, увеличив жесткость пружины 3 забойного пульсатора 1, и, наоборот, уменьшить амплитуду колебаний пульсирующего потока жидкости при гидроразрыве пласта 2 и соответственно перепад давлений можно, уменьшив жесткость пружины 3.

В качестве забойного пульсатора 1 может применяться любое известное устройство, например, забойный пульсатор (патент на полезную модель RU №59782, МПК E21B 28/00; Е21В 43/25, опубл. 27.09.2010, бюл. 27), при этом подбирают пропускную способность Q1 и Q2 радиальных отверстий втулки 4 и корпуса 5 забойного пульсатора 1, также выбирают жесткость пружины 3 генератора импульсов 1 так, чтобы при определенном расходе жидкости и давления создать требуемую частоту колебаний и амплитуду импульсов, подбираемую при стендовых испытаниях.

Например, давление раскрытия трещин терригенного пласта 2 составляет 25 МПа, которое определено путем предварительного проведения минифрака (минигидроразрыва) пласта 2. Тогда регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фигуре не показан) устанавливаем амплитуду колебаний пульсирующего потока при создании трещины гидроразрыва в пласте 2, например, на 15% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. (15%)×20 МПа + 20 МПа = 23 МПа.

На устье скважины колонну НКТ 6 оснащают снизу вверх забойным пульсатором 1, сбивным клапаном 7 и пакером 7'.

Спускают колонну НКТ 6 в скважину 8, например эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, так, чтобы забойный пульсатор 1 размещался посередине пласта 2, подлежащего гидроразрыву, а пакер 7′ - над кровлей 9 пласта 2. Например, при высоте пласта Н=4 м забойный пульсатор размещают на расстоянии Н/2=4/2=2 м от кровли 9 пласта 2, а пакер 7′ размещают на 5 м выше кровли 9 пласта 2. Герметизируют затрубное пространство 10 скважины 8 посадкой пакера.

В качестве пакера 7′ может использоваться пакер любой известной конструкции, например пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

После чего на устье скважины 8 верхний конец колонны НКТ 6 герметизируют и снабжают ее трубной задвижкой 11, которую нагнетательной линией обвязывают с насосным агрегатом (на фигуре не показан), позволяющим создать вышеупомянутое давление, например, с цементировочным агрегатом ЦА-320М.

Далее определяют общий объем гелированной жидкости по формуле:

Vг=K·Нп,

где Vг - суммарный объем жидкости, м3;

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

Нп - высота интервала перфорации пласта, м.

Например, высота интервала перфорации пласта 2 составляет 4 м.

Тогда, подставляя в формулу общий объем гелированной жидкости, получим:

Vг=(11-12 м3/м)·4 м = 44-48 м3.

Примем общий объем гелированной жидкости, равным 45 м3.

Далее делим общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых:

- 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и создания трещины разрыва 13 в пласте 2: Vг1=45 м3·1/3=15 м3;

- 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта: Vг2=45 м3·1/3=15 м3;

- 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести: Vг3=45 м3·1/3=15 м3.

На устье скважины 8 в емкости (на фигуре не показана) готовят гелированную жидкость на водной основе в объеме Vг1+Vг2=15 м3+15 м3=30 м3, которая имеет следующий компонентный состав на 1 м3 пресной воды плотностью ρ=1000 кг/м3:

гелеобразователь 4 кг/м3
поверхносто-активное вещество бактерицид 0,5 л/м3
сшиватель 3,0 л/м3
деструктор 0,1 кг/м3

На устье скважины 8 во второй емкости (на фигуре не показан) готовят гелированную жидкость на основе товарной нефти в объеме Vг3=15 м3, которая имеет следующий компонентный состав на 1 м3 товарной нефти плотностью ρ=800 кг/м3:

гелеобразователь 5 л/м3
активатор 5 л/м3
брейкер 2,5 кг/м3

Закрывают затрубную задвижку 12, открывают трубную задвижку 11 и по колонне НКТ 6 через забойный пульсатор 1 в пульсирующем режиме закачивают гелированную жидкость на водной основе в объеме Vг1=15 м3, при этом забойный пульсатор создает мгновенные импульсы в пласте 2, превышающие давление создания трещин разрыва (20 МПа), т.е. от нуля до 23 МПа, что приводит к образованию и развитию трещины разрыва 13 в пласте 2. После израсходования гелированной жидкости на водной основе в объеме Vг1=15 м3, не останавливая процесс ГРП, приступают к креплению трещины разрыва в пласте 2.

Для крепления созданной трещины разрыва 13 в пульсирующем режиме по колонне НКТ 6 через забойный пульсатор 1 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 каждого.

Таким образом, каждая порция жидкости-носителя (гелированная жидкость на основе товарной нефти) составляет Vг3i=15 м3/15=1 м3, а каждая порция жидкости-носителя (гелированная жидкость на водной основе) составляет: Vг2i=15 м3/15=1 м3.

Каждая из 15 равных порций жидкости-носителя (гелированной жидкости на основе товарной нефти) с гранулированной известью содержит Vг3i=1 м3 в которую добавлена гранулированная известь из расчета 800 кг/м3, т.е. по 1 м3·800 кг/м3=800 кг в каждой порции.

При закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта. Таким образом, с 1 по 5 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 600 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(1-5)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·600 кг/м3=600 кг проппанта фракции 20/40 меш.

С 6 по 10 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 800 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(6-10)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·800 кг/м3=800 кг проппанта фракции 20/40 меш.

С 11 по 14 порцию закачивают жидкость-носителя (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 1000 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(11-15)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·1000 кг/м3=1000 кг проппанта фракции 20/40 меш.

15 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 1000 кг/м3 проппанта фракции 16/20 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(16)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·1000 кг/м3=1000 кг проппанта фракции 16/20 меш.

Используют проппант фракций 20/40 меш, который изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускают на Боровичевском комбинате огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).

Известь негашеная насыпная имеет физико-химические свойства, приведенные в таблице

Наименование показателя Содержание
Активные CaO+MgO от 82%
Активный MgO (не более) 0,5-1,3%
CO2 3-4%
Время гашения от 3 до 6 минут
Температура гашения 98-100°С
Количество непогасившихся зерен 5-11%
Фракционный состав (гранулы) 2 мм

По окончании закачки проппанта фракции 16/20 меш с жидкостью носителем (гелированной жидкостью на водной основе) производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора в качестве которой применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты (HCl) в объеме, равном закачанному в пласт жидкости-носителя гелированной жидкости на основе товарной нефти (Uг3=15 м3) для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля.

Использование забойного пульсатора 1 позволяет достичь улучшения конвекции жидкостей в трещине и конгломерации порций проппанта. Повышается эффективность проведения гидроразрыва пласта вследствие поочередной закачки проппанта и гранулированной извести, что создает в трещине гидроразрыва пласта ее неравномерное заполнение закачиваемыми составами.

Гранулированная известь, вступая в реакцию с водой, образует гашеную известь с выделением тепла:

CaO+Н2О⇒Са(ОН)2+t°.

Выделяющаяся температура повышает реакционную способность соляной кислоты и способствует лучшему разложению геля.

Закачиваемый 24%-ный водный раствор соляной кислоты разлагает гашеную известь на растворимый хлорид кальция и воду, а также способствует более полному разложению геля:

Са(ОН)2+2HCl⇒CaCl2+H2O.

Повышается эффективность проведения гидроразрыва пласта вследствие поочередной закачки проппанта и гранулированной извести, что создает в трещине гидроразрыва пласта ее неравномерное заполнение закачиваемыми составами.

После чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование 24%-ного водного раствора соляной кислоты.

Стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта 2. Для этого с устья скважины 8 в колонну НКТ 6 сбрасывают груз, например кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушает сбивной клапан 7, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 7 гидравлически соединяется с призабойной зоной 16 пласта 2, т.е. ниже пакера 7′.

После чего в колонну НКТ 4 спускают сваб на канате (на фиг. не показан) и с помощью геофизического подъемника, например, марки ПКС-5 производят освоение свабированием пласта 2 по колонне НКТ 4 через отверстие разрушившегося сбивного клапана 7 и призабойную зону 16.

В процессе освоения скважины из трещины удаляются продукты реакции и разложивший гель. Таким образом, в результате растворения извести и выноса ее из трещины 13 между участками проппантной набивки 14 образуются высокопроводящие канала 15. После чего производят срыв пакера 7′ и поднимают колонну НКТ 6 из скважины 8.

Предлагаемый способ гидроразрыва пласта позволяет:

- во-первых, создать высокопроводящие каналы в трещине между участками проппантной набивкой благодаря пульсирующей поочередной закачки проппанта и гранулированной извести с жидкостями-носителями;

- во-вторых, равномерно распределить проппант в трещине, исключить схлопывание трещины в верхней части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины благодаря конвекции жидкостей в трещине;

- в-третьих, полностью разрушить гель в трещине благодаря реакции водного раствора соляной кислоты с известью с последующим освоением скважины свабированием до притока нефти, вследствие чего сохраняется проводимость проппантной пачки;

- в-четвертых, упростить технологический процесс и снизить затраты на реализацию гидроразрыва пласта.

Способ гидроразрыва пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для герметизации колонны насосно-компрессорных труб при проведении цикла освоения скважины путем закрытия клапана пусковой муфты.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинной клапанной системе. Клапан включает корпус, модуль перекрытия канала, механический рычажный механизм, модуль привода и блок управления.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена совместно со скважинным инструментом. Клапан 200 присоединен к секции 11 трубы 160, расположенной в скважине 120.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, более конкретно, к механизму для активирования множества скважинных устройств в случае, когда необходимо создать множество зон добычи.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и имеет возможности извлечения из колонны насосно-компрессорных труб для осуществления ремонта или проведения профилактических работ с последующей установкой. Компоновка колонны насосно-компрессорных труб содержит установочный корпус, соединенный резьбовым соединением с колонной труб. Корпус выполнен с проточкой для размещения замка фиксирующего устройства и проточкой для нагнетательной камеры с отверстием для сообщения с гидравлической линией управления. Проточка расположена между верхней и нижней системами уплотнителей. Система выполнена с верхними и нижними внутренними уплотнениями, которые сопряжены с запорным органом. Система выполнена с верхними и нижними наружными уплотнениями, которые сопряжены с внутренней поверхностью корпуса. Запорный орган выполнен ступенчатым, верхняя ступень которого размещена в нижней системе уплотнителей, а нижняя ступень имеет возможность взаимодействия с седлом. Верхняя ступень расположена между верхним и нижним внутренними уплотнениями и образует совместно с нижней системой уплотнений полость, соединенную с камерой посредством отверстия. Технический результат заключается в повышении функции управления запорным органом, снижении трудозатрат при техническом обслуживании, проведении ремонтных и профилактических работ. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх