Способ гидравлического разрыва пласта



Способ гидравлического разрыва пласта
Способ гидравлического разрыва пласта
Способ гидравлического разрыва пласта

 


Владельцы патента RU 2592582:

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ТАТНЕФТЬ" ИМЕНИ В.Д. ШАШИНА (RU)

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта и проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб. При этом на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта. Производят обратную промывку в полуторократном объеме скважины. Затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины. После чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва. После образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м3. При этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины. По окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины. Технический результат заключается в повышении качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и расширении технологических возможностей реализации способа. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам гидравлического разрыва пласта, и способствует повышению продуктивности скважин.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - С.333-343), заключающийся в первичном вскрытии пласта скважиной, вторичном вскрытии его перфорацией, нагнетании технологической жидкости при давлении, превышающем прочность пород призабойной зоны скважины, и образовании трещины, ее заполнении высокопроницаемым и механически прочным материалом-наполнителем, который уплотняется при снижении давления и сжатии трещины, при этом в скважине с глубиной выше 1500 м образуется вертикальная трещина, распространяющаяся в противоположных направлениях от ствола вглубь пласта и по вертикали, ее заполнение осуществляется текучей смесью технологической жидкости и наполнителя (песок, проппант). Давление начала разрыва пласта значительно превышает предельно допустимое давление в колонне скважины, поэтому продуктивный интервал изолируется пакером, разобщающим кольцевое пространство с низким давлением, сообщающиеся насосно-компрессорные трубы (НКТ) и забой с высоким давлением, поэтому создаваемая трещина проходит через продуктивный пласт и служит основным дренирующим пласт каналом.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;

- во-вторых, невозможность создания более одной трещины;

- в-третьих, сложность достижения равномерного заполнения трещины, неизбежность ее сужения при снижении давления и сжатии.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2311528, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.11.2007, бюл. №33), включающий вскрытие пласта вертикальной или наклонной скважиной, размещение в ней в заданном интервале пласта гидромониторного инструмента с серией струйных насадок, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны, гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуются при давлении в обсадной колонне ниже бокового горного давления, а в качестве рабочей жидкости используют жидкость, родственную пластовой жидкости.

Недостатками способа являются:

- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;

- во-вторых, низкое качество вскрытия пласта вследствие его вторичной кольматации при образовании каверн в пласте струйными насадками гидромониторного инструмента без предварительной промывки скважины;

- в-третьих, низкая надежность ГРП, связанная с тем, что в процессе его проведения происходит неравномерное развитие двух трещин, что обусловлено наличием струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180°, это приводит к тому, что трещина преимущественно будет развиваться только в одном из направлений по пути наименьшего сопротивления, а также в процессе проведения ГРП в вертикальной скважине происходит растяжение колонны труб, обусловленное отсутствием пакера в скважине.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2538009, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.01.2015 г., бюл. №1), включающий 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 прорезания эксплуатационной колонны в скважине и образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента с расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны, гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуют при давлении нагнетания рабочей жидкости в обсадной колонне ниже бокового горного давления, перед спуском колонны труб в скважину на нижний конец гидромониторного инструмента устанавливают поворотное устройство и механический пакер, спускают колонну труб в скважину до тех пор, пока гидромониторная насадка не разместится напротив заданного интервала пласта, подлежащего гидравлическому разрыву, производят посадку механического пакера, определяют объем рабочей жидкости для создания и развития трещин, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, при этом с целью компенсации утечек и расклинивания трещин в пласте в процессе гидравлического разрыва пласта применяют кислоту в объеме, равном 20% от объема рабочей жидкости, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через гидромониторный инструмент в каверну до создания трещины разрыва, после чего в заколонное пространство скважины начинают закачивать кислоту с целью компенсации утечек и расклинивания трещины, при этом закачку жидкости по колонне труб продолжают, при этом давление закачки кислоты в заколонное пространство скважины составляет 85% от давления, создаваемого в колонне труб в процессе развития трещины, по окончании развития трещины и расклинивания трещины в одном направлении приподнимают колонну труб на 1 м, поворачивают колонну труб на угол, соответствующий направлению формирования следующей трещины, и опускают, затем повторяют технологические операции, начиная с закачки жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, количество поворотов колонны труб соответствует количеству направлений трещин, создаваемых в данном интервале пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;

- во-вторых, низкое качество вскрытия пласта вследствие его вторичной кольматации при образовании каверн в пласте струйными насадками гидромониторного инструмента без предварительной промывки скважины;

- в-третьих, ограниченные технологические возможности реализации способа (только в карбонатных коллекторах), поскольку невозможно закрепить образованные трещины проппантом.

Техническими задачами предложения являются создание условий контроля управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, повышение качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и расширение технологических возможностей реализации способа.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта, прорезание эксплуатационной колонны скважины и проведение гидравлического разрыва пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб.

Новым является то, что на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта, производят обратную промывку в полуторократном объеме скважины, затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины, после чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва, после образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м3, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, по окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе выполнения оппозитных щелей с помощью щелевого перфоратора.

На фиг. 2 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП посредством щелевого перфоратора.

На фиг. 3 схематично изображены оппозитные щели, выполненные в интервале подошвы и кровли пласта.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Вскрывают продуктивный пласт 1 вертикальной скважиной 2 (см. фиг. 1). На устье скважины 2 нижний конец колонны труб 3 оснащают щелевым перфоратором 4 с обратным клапаном 5 снизу и спускают в скважину 2 в интервал пласта 1.

Производят обратную промывку скважины в полуторократном объеме, например, 25 м3, при этом подачу промывочной жидкости производят с устья в заколонное пространство 6 скважины 2, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан 5 и щелевой перфоратор 4 по колонне труб 3.

Обратная промывка скважины, проводимая непосредственно перед щелевой перфорацией, позволяет исключить вторичную кольматацию пласта в процессе щелевой перфорации, что исключает ухудшение коллекторских свойств пласта в призабойной зоне.

Посредством щелевого перфоратора 4 с ориентировкой по азимуту максимального напряжения - σмax прорезают эксплуатационную колонну скважины 2 и создают в интервале подошвы 7 и кровли 8 пласта 1 по две оппозитные (диаметрально противоположно расположенные) щели 9′ и 9′′, а также 10′ и 10′′ соответственно диаметром D до 1,5 м (см. фиг. 3) и высотой щели d2=(0,2-0,25)·d1, где d1 - диаметр скважины 2 (см. фиг. 1).

Оппозитные щели 9′, 9′′ и 10′, 10′′ создают путем одновременной подачи жидкости в колонну труб 3 и реверсивным угловым вращением с устья скважины 2 колонны труб 3 с щелевым перфоратором 4, оснащенным двумя диаметрально противоположно размещенными насадками (на фиг. 1 и 2 показано условно), на расчетный угол, например, 150° (см. фиг. 3) с угловой скоростью 5-10 об/мин.

В качестве щелевого перфоратора применяют любое известное устройство, обеспечивающее прорезание эксплуатационной колонны скважины 2 с последующим созданием щелей 9′ и 9′′, а также 10′ и 10′′ в породе пласта 1 под действием давления жидкости до диаметра D=1,5 м (см. фиг. 1 и 3) и высотой щели d2=(0,2-0,25)·d1.

Геометрия каждой щели определяется в зависимости от геологических условий и направления максимального напряжений - σмах до вскрытия пласта 1 опытным путем.

При одновременном формировании двух диаметрально расположенных щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ снимаются кольцевые сжимающие напряжения металла эксплуатационной колонны скважины 2, что полностью исключает возможность смыкания сформированных щелей.

Создание параллельных по отношению друг к другу двух щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ приводит к перераспределению напряжений, а именно к трансформации сжимающих сил в растягивающие, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта в прискважинной зоне раскрываются и проницаемость продуктивного пласта увеличивается.

Проведение ГРП в пласте 1 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ приводит как к увеличению производительности скважины, так и продолжительности эффекта повышения продуктивности скважины от щелевой разгрузки пласта, также увеличивается коэффициент проницаемости пласта за счет изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне. Кроме того, за счет создания щелей в прискважинной зоне увеличивается коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Производят обратную промывку скважины от заколонного кольматанта, осевшего в скважине после создания щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′, например, в двукратном объеме, равном 33 м3, при этом подачу промывочной жидкости производят с устья в межколонное пространство 6 скважины 2, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан 5 и щелевой перфоратор 4 по колонне труб 3.

Далее в пласте 1 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ (см. фиг. 2) через щелевой перфоратор 4 закачкой жидкости разрыва по колонне труб 3 выполняют ГРП с образованием трещин разрыва 11. Подачей жидкости разрыва в колонну НКТ 3 через насадки щелевого перфоратора 4 прорезают эксплуатационную колонну и образуют трещины разрыва 11 в направлении максимального напряжения - σмах. После образования трещин разрыва 11 производят крепление трещин 11 проппантом 12. В качестве проппанта используют сверхлегкий проппант плотностью 1200-1250 кг/м3.

Как показали исследования, проводимость частичного монослоя сверхлегкого проппанта плотностью 1200-1250 кг/м3 превосходит проводимость пяти слоев кварцевого песка 20/40 меш (фракционный состав песка). Данный факт позволяет установить, что при закачке гораздо меньших объемов сверхлегких проппантов можно создать трещину с большей проводимостью, чем если бы в качестве проппанта использовался кварцевый песок. Меньшие объемы закачки сверхлегкого проппанта для образования в трещине структуры частичного монослоя позволяют сэкономить на реагентах, необходимых для проведения гидроразрыва, снизить скорость закачки, сократить продолжительность проведения работ.

Закачку жидкости разрыва по колонне труб 3 через щелевой перфоратор 4 продолжают и одновременно в заколонное пространство 6 скважины 2 производят закачку проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, например, 9,0 МПа.

После проведения ГРП с образованием трещин разрыва 11 и заполнения их сверхлегким проппантом 12 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ происходит увеличение производительности скважины и продолжительности эффекта от ГРП, что связано с щелевой разгрузкой пласта 1 в прискважинной зоне, а также увеличивается коэффициент проницаемости пласта 1 за счет изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне.

Кроме того, за счет создания щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ в прискважинной зоне увеличивается коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

По окончании крепления трещин колонну труб 3 с щелевым перфоратором 4 и обратным клапаном 5 извлекают из скважины 2.

Предлагаемый способ ГРП позволяет:

- управлять напряженным состоянием в прискважинной зоне;

- повысить качество вторичного вскрытия продуктивного пласта;

- расширить технологические возможности реализации способа.

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта и проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб, отличающийся тем, что на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта, производят обратную промывку в полуторократном объеме скважины, затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины, после чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва, после образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м3, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, по окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено при гидравлическом разрыве пласта. Для обеспечения контролируемого инициирования и распространения трещин гидроразрыва осуществляют закачку первой жидкости гидроразрыва в первый горизонтальный ствол, сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, и создают давление первой жидкости гидроразрыва в первом стволе для создания поля механических напряжений вокруг каждого выбранного сегмента первого ствола.

Система и способ выполнения работ по гидравлическому разрыву формации у ствола скважины, разбуривающей подземную формацию. Способ включает получение интегрированных данных буровой площадки, создание модели механических свойств геологической среды, используя интегрированные данные буровой площадки, моделирование пересечения природной трещины искусственно созданным гидравлическим разрывом, используя модель механических свойств геологической среды, определение свойств пересечений встреченных природных трещин.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины. В способе гидроразрыва пласта, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно.
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, при тестовой закачке в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, обеспечивающий ограниченное время удерживания проппанта во взвешенном состоянии, в качестве проппанта используют смесь проппантов, обладающих после осаждения повышенным сопротивлением прохождению жидкости разрыва, после тестовой закачки скважину выдерживают под давлением до осаждения проппанта в нижнюю часть трещины разрыва, при этом количество проппанта в жидкости разрыва назначают достаточным для заполнения трещины разрыва на 0,1-0,3 высоты трещины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавку в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением. Смесь, содержащая множество расклинивающих агентов и множество частиц, где, по меньшей мере, часть частиц представляет собой разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх