Способ гидравлического разрыва пласта в скважине



Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

 


Владельцы патента RU 2564312:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. На устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта. Далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части. Первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель. По колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте. Затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом. Причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций. Закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1. Причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракций в жидкости-носителе. Выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом. Производят освоение пласта через струйный насос. По окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта для интенсификации добычи нефти.

Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2460875, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 г.), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой, при этом нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:

Vг=k·hп,

где Vг - объем жидкости разрыва, м3;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;

hп - толщина продуктивной части пласта, м,

герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, ограниченная область применения, так как данный способ реализуется только при гидравлическом разрыве карбонатного пласта;

- во-вторых, сложный и продолжительный технологический процесс осуществления ГРП, связанный с циклической чередующейся закачкой жидкости разрыва и расклинивающего агента;

- в-третьих, краткосрочный эффект от ГРП, так как трещины в пласте не крепятся проппантом, а обрабатываются расклинивающим агентом.

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

Vг=K·Hп,

где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;

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

Нп - высота интервала перфорации пласта, м,

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

- во-первых, низкая проницаемость образованной трещины вследствие циклической закачки проппанта различных фракций 12/18 меш и 20/40 меш. В результате трещина крепится поинтервально проппантом различных фракций 12/18 меш и 20/40 меш друг за другом (без смешивания), что ухудшает как вынос из призабойной зоны пласта отработанной гелированной жидкости разрыва при освоении скважины, так и приток пластового флюида на забой скважины;

- во-вторых, низкая эффективность ГРП вследствие циклической закачки проппанта различных фракций 12/18 меш и 20-40 меш. Это связано с разрушением проппанта крупной фракции (12/18 меш) в трещине после ее закрепления, что приводит к смыканию трещины в интервалах, закрепленных проппантом крупной фракции (12/18 меш), что приводит к снижению нефтеотдачи пласта при его последующей эксплуатации;

- в-третьих, разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины при освоении пласта свабированием;

- в-четвертых, сложный и продолжительный технологический процесс осуществления ГРП, связанный с закачкой двух типов гелированной жидкости разрыва с различной динамической вязкостью, проппанта различных фракций и концентраций и т.д.

Техническими задачами предложения являются повышение проницаемости закрепленной трещины и повышение эффективности проведения ГРП, а также упрощение и сокращение продолжительности технологического процесса осуществления ГРП и исключение разрушения и выноса закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины при освоении пласта.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед проведением ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Новым является то, что на устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель, по колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте, затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом, причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций, закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1, причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции, со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракции в жидкости-носителе, выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ, на устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом, производят освоение пласта через струйный насос, по окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ ГРП в скважине.

На фиг. 2 схематично изображен выносной элемент А струйного насоса при проведении гидравлического разрыва пласта.

На фиг. 3 схематично изображен выносной элемент А струйного насоса при проведении освоения пласта.

Предлагаемый способ ГРП в скважине реализуют следующим образом.

Способ ГРП в скважине 1 включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. в Бюл. №16 от 10.06.2009 г.

На устье скважины 1 колонну труб 3, например колонну НКТ, наружным диаметром 73 мм, выше пакера 4 на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом 5.

Спускают колонну труб 3 с пакером 4 и струйным насосом 5 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 6' пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 размещался на уровне кровли 6' пласта 6.

После чего производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например, проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа).

Таким образом, герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.

В колонну труб 3 спускают колонну гибких труб - ГТ 8 так, чтобы нижний конец колонны ГТ 8 размещался ниже конца колонны труб 3 и посередине пласта 6.

Например, при высоте интервала перфорации Н=5 м серединой пласта 6 является значение Н/2=5/2=2,5 м.

Таким образом, нижний конец колонны ГТ 8 находится ниже конца колонны труб 3 на 2,5 м.

На устье скважины 1 с помощью устьевого сальника 9 герметизируют пространство между колонной труб 3 и колонной ГТ 8. На устье скважины 1 нагнетательные линии колонны труб 3 и колонны ГТ 8 оснащают вентилями 10 и 11 соответственно.

Далее определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:

V=k·Н,

где V - общий объем гелированной жидкости разрыва, м3;

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

Н - высота интервала перфорации пласта 6, м.

Подставляя в формулу значения: V=k·Н=12·5=60 м3, получают общий объем гелированной жидкости разрыва.

В качестве гелированной жидкости разрыва используют любую известную жидкость, например сшитый гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в заявке RU №2008136865, МПК С09К 8/512, опубл. в Бюл. №8 от 20.03.2010 г., плотностью 1100 кг/м3 или гель на водной основе, который готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава, например, см. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2006. - C.118 Рябоконь С.А.).

Разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва (V=60 м3) на две равные части (60м3/2) по 30 м3: первая часть - жидкость разрыва объемом Vг=30 м3, предназначенная для образования и развития трещины 12 в пласте 6, а вторая часть - жидкость-носитель Vн=30 м3, предназначенная для доставки в трещину 12 проппанта с целью закрепления трещины 12.

При закрытом вентиле 10 и открытом вентиле 11 по колонне ГТ 8 производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва в объеме Vг=30 м3 и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта, например давление 28,0 МПа с образованием трещины 12 в пласте 6.

Далее производят крепление трещин 12 в пласте 6 закачкой второй части - жидкости-носителя в объеме Vн=30 м3 с проппантом. Для этого открывают вентиль 10, при этом по колонне ГТ 8 закачивают жидкость-носитель с проппантом большой фракции 16/40 меш, а по колонне труб 3 закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции 20/40 меш, при этом закачку жидкости-носителя с проппантом меньшей и большей фракции производят одновременно в соотношении 1:4.

В процессе проведения ГРП в колонне труб 3 втулка 13 (см. фиг. 1 и 2) гидравлически герметично отсекает струйный насос 5 от потока жидкости-носителя с проппантом. В качестве проппанта используют проппант мелкой 20/40 меш и крупной 16/40 меш фракций, изготавливаемые по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия».

Таким образом, с учетом соотношения 1:4 в колонну труб 3 (см. фиг. 1) при открытом вентиле 10 закачивают 30/5·4=24 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с постепенным ступенчатым увеличением концентрации, начиная от 600 до 900 кг/м3, например, в три ступени, т.е. 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м, 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 750 кг/м3 и 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 900 кг/м3.

Одновременно с этим в ГТ 8 при открытом вентиле 11 закачивают 30/5·1=6 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 16/40 меш с постепенным ступенчатым увеличением концентрации, начиная от 600 до 900 кг/м3, например, в три ступени, т.е. 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 750 кг/м3 и 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 900 кг/м3.

Закачка жидкости-носителя с проппантом крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракции с устья скважины 1 производится одновременно по колонне труб 3 и колонне ГТ 8, при этом смешивание потоков жидкости-носителя с проппантом крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракции происходит как на забое скважины 1, так и в трещине 12, что позволяет равномерно распределить смешанный между собой проппант мелкой 20/40 меш и крупной 16/40 меш фракций по всей длине трещины 12, что позволяет повысить проницаемость образованной трещины 12, обеспечивает вынос разложившейся в результате проведения ГРП отработанной гелированной жидкости разрыва и приток пластового флюида на забой скважины.

Вследствие равномерного распределения смешанного между собой проппанта крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракций в трещине 12 в случае разрушения проппанта крупной фракции исключается смыкание трещины 12 из-за наличия проппанта мелкой фракции 20/40 меш, что позволяет повысить эффективность проведения ГРП и сохранить нефтеотдачу пласта 6 при его последующей эксплуатации.

Применение однотипной гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости разрыва и жидкости-носителя позволяет сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.

После завершения закачки жидкости-носителя с проппантом выдерживают скважину 1 на стравливание давления, например, в течение 40 мин. Производят разгерметизацию на устье скважины 1 пространства между колонной труб 3 и колонной ГТ 8 (демонтируют устьевой сальник 9).

На устье скважины 1 между колоннами труб 3 и ГТ 8 устанавливают герметизирующую кольцевую вставку 14 (см. фиг. 2 и 3) и продавливают ее по колонне труб 3, создав с помощью насосного агрегата избыточное давление в колонне труб 3 выше герметизирующей кольцевой вставки 14, при этом герметизирующая кольцевая вставка 14 в колонне труб 3 разрушает срезной элемент 15 и сдвигает втулку 13 вниз до упора 15'. Таким образом герметизирующая кольцевая вставка 14 герметично разделяет внутреннее пространство колонны труб 3 (см. фиг. 3) на камеру высокого давления 16, гидравлически сообщающуюся со струйным насосом 5 посредством радиального отверстия 17 колонны труб 3, и камеру низкого давления 18, гидравлически сообщающуюся со струйным насосом 5 посредством сквозного отверстия 19, колонны труб 3 и сквозных пазов 20 втулки 13.

Далее в колонну труб 3 с помощью насосного агрегата закачивают технологическую жидкость, например сточную воду плотностью 1100 кг/м3, которая через радиальное отверстие 17 колонны труб 3 поступает в сопло 21 струйного насоса 5, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя технологической жидкости, вытекающая из сопла 21, снижает давление в камере низкого давления 18. В результате из камеры низкого давления 18 через сквозное отверстие 19 колонны труб 3 и сквозные пазы 20 втулки 13 внутрь струйного насоса 5 из призабойной зоны пласта поступает жидкость с разложившимся при проведении ГРП отработанным гелем, которая смешивается со струей технологической жидкости и поступает в камеру смешения 22 струйного насоса 5.

В свою очередь, жидкость с разложившимся при проведении ГРП отработанным гелем попадает в камеру низкого давления 18 (см. фиг. 1 и 3) из призабойной зоны пласта через каналы 2 скважины 1. Таким образом, процесс выноса разложившегося геля из призабойной зоны пласта происходит непрерывно.

В камере смешения 22 (см. фиг. 3) струйного насоса 5 жидкость с разложившимся гелем и технологическая жидкость перемешиваются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор 23 струйного насоса 5.

В диффузоре 23 струйного насоса 5 происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии.

На выходе из струйного насоса 5 в заколонное пространство 7 скважины 1 смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема по колонне труб 3 на устье скважины 1, откуда смешанный поток жидкости направляется в желобную емкость (на фиг. 1, 2, 3 не показана). Освоение скважины 1 (см. фиг. 1 и 3) путем принудительной очистки призабойной зоны пласта 6 через струйный насос 5 после проведения ГРП продолжают до появления притока нефти. По окончании освоения пласта 6 извлекают колонну ГТ 8 из колонны труб 3, производят распакеровку и извлечение пакера 4 с колонной труб 3 из скважины 1. Одновременный спуск пакера 4 и струйного насоса 5 на колонне труб 3 перед проведением ГРП позволяет сразу после проведения ГРП произвести освоение скважины, что исключает дополнительные технологические операции по подъему и спуску колонны труб с целью освоения скважины, что упрощает технологию реализации способа. Щадящее освоение пласта 6 при помощи струйного насоса 5 позволяет исключить разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины 1.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить проницаемость закрепленной трещины, а также повысить эффективность проведения ГРП за счет равномерного распределения (крепления) в трещине проппанта крупной и мелкой фракций, смешанного непосредственно на забое скважины и в самой трещине, упростить и сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП за счет применения однотипной гелированной жидкости и совмещения технологических операций по проведению ГРП и освоению пласта, а также исключить разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины путем освоения пласта с помощью струйного насоса.

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины, отличающийся тем, что на устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель, по колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте, затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части жидкости-носителя с проппантом, причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций, закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1, причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции, со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракции в жидкости-носителе, выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ, на устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом, производят освоение пласта через струйный насос, по окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.



 

Похожие патенты:

Насос предназначен для промывки скважин. Насос содержит конусообразный корпус, внутри которого параллельно расположены канал подвода активной жидкостной среды и активное сопло, сопряженное через боковой паз с камерой смешения, соединенной с трубопроводом отвода смеси сред, при этом внизу конусообразного корпуса установлена функциональная насадка, выполненная в виде цилиндрического корпуса насадок, горизонтально разделенного на две части, при этом верхняя часть непосредственно примыкает к конусообразному корпусу и через наклонные патрубки разных диаметров соединена с активным соплом и каналом подвода активной жидкостной среды, а нижняя часть, равная основному диаметру конусообразного корпуса, содержит по четыре радиальные насадки, расположенные по периметру, и одну насадку, расположенную по оси функциональной вставки.

Изобретение относится к струйным насосам и может быть использовано в нефтедобывающих установках. Эжектор, устанавливаемый в колонне насосно-компрессорных труб, оснащенной пакером, с возможностью удаления его из скважины, содержит корпус с радиальными отверстиями, аксиальные корпусу сопло, приемную камеру, камеру смешения с диффузором, обратный клапан, взаимодействующий с седлом, распределитель потоков, включающий аксиальный, периферийные и радиальные каналы, раздвижной узел, содержащий раздвижную цангу, упорную втулку, которая оснащена фильтром, и переходник, соединенный с головкой для захвата эжектора монтажным инструментом, в которой выполнены каналы и расточка.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче нефти в условиях повышенного газосодержания или выноса механических примесей.

Изобретение относится к области насосной техники. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности призабойной зоны пластов. .

Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к струйным аппаратам (элеваторам) систем теплоснабжения и регулирования температуры горячей воды в системе водяного отопления.

Изобретение относится к насосостроению и предназначено для подъема воды, в частности, в водоснабжении. .

Изобретение относится к струйным аппаратам для регулирования температуры воды в системе водяного отопления. .

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин, и может быть использовано для определения кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров пластов на различных этапах освоения нефтегазовых месторождений и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к области насосной техники, в частности к способам и устройствам снижения шума при работе струйных насосов - масляных инжекторов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву пласта. Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об. %: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об. %: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м3, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89, ЭТС-40 - 10, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/м3, с последующей продавкой в пласт дизельным топливом. Технический результат - обеспечивается управление фазовой проницаемостью в самой трещине при наличии активных подошвенных и/или кровельных вод. 4 ил., 3 пр.
Наверх