Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины



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

 


Владельцы патента RU 2613403:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала. После бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП; упрощении технологического процесса реализации ГРП; повышении надежности проведения ГРП; увеличении охвата продуктивного пласта трещинами разрыва. 1 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, в частности месторождений, имеющих продуктивные пласты различной толщины с низкими коллекторскими фильтрационно-емкостными свойствами, путем гидравлического разрыва пласта.

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2015 г., бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.

В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб (ГТ), оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью, так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны ГТ от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну ГТ через гидропескоструйный перфоратор. По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны ГТ от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну ГТ с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины, по окончании проведения ГРП во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

Недостатки данного способа:

- во-первых, низкая эффективность, связанная с тем, что способ реализуют без учета нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины, при этом толщина продуктивного пласта может колебаться в широких пределах от 1 до 40 м, поэтому в одном случае трещина может выйти за пределы продуктивного пласта, что может вызвать водопроявление и, как следствие, последующее обводнение, а в другом случае трещина может оказаться короткой и не позволит полностью охватить продуктивный пласт;

- во-вторых, сложный и трудоемкий технологический процесс, связанный с привлечением колонны ГТ, при этом возможны закупорка колонны ГТ при продавливании через них проппанта и преждевременный скачок давления при продавке проппанта;

- в-третьих, низкая надежность, связанная с высокой вероятностью смятия хвостовика вследствие выполнения группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м, что вызывает ослабление конструкции скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ГРП в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2547892 МПК E21B 43/267, опубл. 10.04.2015 г., бюл. №10), включающий 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 ГРП в горизонтальном стволе скважины, при этом горизонтальный ствол скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения, спускают обсадную колонну в скважину и цементируют, затем на колонне ГТ спускают гидромеханический щелевой перфоратор и выполняют поинтервальную перфорацию в горизонтальном стволе скважины, извлекают колонну ГТ с гидромеханическим щелевым перфоратором из скважины, демонтируют гидромеханический щелевой перфоратор, на нижний конец колонны ГТ устанавливают заглушку и монтируют на колонне ГТ два пакера, при этом между пакерами в колонне ГТ выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну ГТ с пакерами и производят поинтервальный ГРП через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон, причем поинтервальный ГРП начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне ГТ через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну ГТ для проведения ГРП в следующий интервал перфорации, далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны ГТ в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну ГТ с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем.

Недостатки данного способа:

- во-первых, низкая эффективность, связанная с тем, что способ реализуют без учета нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины, при этом толщина продуктивного пласта может колебаться в широких пределах от 1 до 40 м, поэтому в одном случае трещина может выйти за пределы продуктивного пласта, что может вызвать водопроявление и, как следствие, последующее обводнение, а в другом случае трещина может оказаться короткой и не позволит полностью охватить нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта;

- во-вторых, сложный технологический процесс, связанный с привлечением колонны ГТ, двухпакерной компоновки с последовательной посадкой пакеров в горизонтальном стволе скважины;

- в-третьих, низкая надежность, связанная с негерметичной посадкой одного или сразу двух пакеров, а также возможность закупорки колонны ГТ при продавливания через них проппанта и, как следствие, резкого скачка давления в процессе ГРП;

- в-четвертых, небольшой охват продуктивного пласта горизонтальным стволом скважины до 200-250 м при его вскрытии, когда горизонтальный ствол бурят в продуктивном пласте параллельно направлению минимального главного напряжения.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ГРП в горизонтальном стволе скважины за счет снижения обводненности, увеличения охвата пласта воздействием, упрощение технологического процесса проведения ГРП путем исключения применения двухпакерной компоновки и колонны ГТ, а также повышение надежности проведения ГРП за счет исключения негерметичной посадки пакеров или закупорки колонны ГТ, увеличение охвата продуктивного пласта за счет создания и образования трещины в направлении, перпендикулярном минимальному напряжению пород в пласте.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом перфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала.

Новым является то, что после бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.

На фиг. 1 схематично изображен способ ГРП в горизонтальном стволе скважины с учетом толщины продуктивного пласта.

На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации скважины.

На фиг. 3 схематично изображен устьевой фланец с метками и колонна труб с риской в процессе проведения ГРП.

На фиг. 4 схематично изображен способ ГРП в горизонтальном стволе скважины в процессе проведения ГРП.

На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.

На фиг. 6 схематично изображено окончание реализации способа.

Способ ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта.

После бурения горизонтального ствола 1 скважины, например, длиной 250 м, проводят геофизические исследования и определяют нефтенасыщенные интервалы 2', 2'', 2'''…2n продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом 1 скважины, и их соответствующие толщины h1, h2, h3…hn и длины L1, L2, L3…Ln.

Например, определяют три нефтенасыщенных интервала 2', 2'', 2''' с указанием толщин h1, h2, h3 и их соответствующих длин L1, L2, L3.

Определение нефтенасыщенных интервалов 2', 2'', 2''' продуктивного пласта вскрытого скважиной, и соответствующих толщин h1, h2, h3 выполняют по данным геофизических исследований (ГИС) согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии РФ (Минприроды РФ) от 15.05.2014 г. №218 «Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной толщины пласта по залежи углеводородного сырья», при этом нефтенасыщенную толщину пласта определяют в каждой скважине по прямым качественным признакам коллектора. Если определение по прямым признакам невозможно из-за ограниченного комплекса или низкого качества диаграмм ГИС, а также сложной структуры коллектора, определение производят с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных характеристик.

По результатам ГИС или с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных характеристик (при невозможности определения толщины интервала продуктивного пласта по ГИС) по длине горизонтального ствола 1 скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов 2', 2'', 2''' продуктивного пласта с указанием толщин h1, h2, h3 и их длин L1, L2, L3 (см. фиг. 1). Рассмотрим три интервала 2', 2'', 2'''.

Интервал 2': h1=16 м и L1=35 м.

Интервал 2'': h2=7 м и L2=28 м.

Интервал 2''': h3=28 м и L3=42 м.

Производят спуск обсадной колонны 3 в горизонтальный ствол 1 скважины и цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной 3 и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола 1 скважины. С целью создания гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом производят перфорацию обсадной колонны 3. В нефтенасыщенных интервалах 2' и 2''' продуктивного пласта с толщиной от 10 м производят гидромеханическую перфорацию. Гидромеханическую перфорацию производят последовательно, сначала в интервале 2', ближайшем к забою скважины с целью исключения прихвата перфоратора, а затем в интервале 2''' продуктивного пласта следующим образом.

По периметру обсадной колонны 3 в направлении от забоя к устью горизонтального ствола 1 скважины выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий.

Для этого в горизонтальный ствол 1 скважины (см. фиг. 1) на колонне труб 4 спускают гидромеханический перфоратор (на фиг. 1 показан условно) в интервал 2', ближайший к забою, толщиной h1=16 м и длиной L1=35 м. Например, используют гидромеханический перфоратор конструкции института «ТатНИПИнефть» в зависимости от диаметра обсадной колонны.

Если горизонтальный ствол 1 обсажен обсадной колонной диаметром 168 мм, то в соответствии с таблицей используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168, имеющий площадь сечения одного перфорированного отверстия, равную 480 мм2.

Перфорируют интервал 2' (см. фиг. 1 и 2) продуктивного пласта выполнением, например, шести пар отверстий (прямоугольного сечения) 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' снизу вверх с подъемом и поворотом колонны труб на 30° при каждом последующем проколе (выполнении одной пары отверстий).

Высоту 1 подъема колонны труб 4 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' определяют как длину L1=35 м интервала 2 продуктивного пласта, разделенную на семь равных частей.

Например, при длине L1=35 м интервала 2' высота l между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', а также от начала интервала 2' до пары отверстий 5', 5'' и от пары отверстий 10', 10'' до конца интервала 2' будет равна:

l=L1/7=35 м/7=5 м.

В процессе реализации способа необходимо получить шесть пар отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' с равным углом поворота 30° между ближайшими парами. Например, между парой отверстий 7' и 7'' (см. фиг. 2) угол поворота снизу относительно отверстий 6' и 6'' и выше относительно отверстий 8' и 8'' составляет 30°.

С этой целью применяют устьевой фланец (на фиг. 3 показан условно), имеющий насечки 11', 11'', 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' по периметру с углом 30° (см. фиг. 2 и 3) соответствующие каждой паре отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.

На колонне труб 4 наносят одну риску 12 (см. фиг. 3 показана условно), например, в виде квадратной выборки со сторонами 20 мм и глубиной 2 мм на поверхности колонны труб 4.

Размещают риску 12 колонны труб 4 с гидромеханическим перфоратором напротив отметки 11' устьевого фланца скважины.

Приподнимают колонну труб 4 (см. фиг. 1) с гидромеханическим перфоратором от начала интервала 2' (ближайшего к забою) продуктивного пласта на высоту l=5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины с помощью гидромеханического перфоратора (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.

Затем вновь приподнимают колонну труб 4 с гидромеханическим перфоратором вверх на высоту l=5 м, при этом поворачивают колонну труб 4 до размещения ее риски 12 напротив метки 11'' на устьевом фланце, например, по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора пары отверстий 6' и 6'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины.

Далее аналогичным образом, поворачивая колонну труб 4 по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны труб 3 с метками 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' выполняют еще четыре соответствующих пары отверстий 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины.

Направление перфорации от забоя к устью в горизонтальном стволе 1 скважины выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора при их выдвижении ранее выполненными парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''. Таким образом, в интервале 2' (см. фиг. 1) горизонтального ствола 1 скважины получают перфорационные отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.

Аналогичным образом, как в интервале 2', перемещением гидромеханического перфоратора в интервал 2'' выполняют гидромеханическую перфорацию в интервале 2'' (h2=7 м и L2=28 м). При длине L2=28 м интервала 2'' длина l между парами отверстий (см фиг. 2) будет равна:

l=L2/7=28 м/7=4 м.

После чего перемещают гидромеханический перфоратор в интервал 2''' и выполняют гидромеханическую перфорацию в интервале 2''' (h3=28 м и L3=42 м). При длине L3=42 м интервала 2''' длина l между парами отверстий (см. фиг. 2) будет равна:

l=L3/7=42 м/7=6 м.

Выполнение шести пар отверстий с поворотом 30° позволяет создать направления образования трещины (см. фиг. 4 и 5) в продуктивном пласте при последующем проведении ГРП в интервалах 2', 2'' и 2''' в направлении, перпендикулярном минимальному напряжению пород в пласте (см. фиг. 5). Это обусловлено тем, что направление одной из пар отверстий, например, 7' и 7'', в нефтенасыщенном интервале 2' совпадет с направлением, перпендикулярным минимальному напряжению пород в продуктивном пласте, что позволит увеличить охват нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта трещиной.

Аналогично направления пар отверстий совпадут с направлениями, перпендикулярными минимальному напряжению пород в продуктивном пласте и в двух других нефтенасыщенных интервалах 2'' и 2''' продуктивного пласта.

После проведения гидромеханической перфорации во всех интервалах 2', 2'' и 2''' продуктивного пласта извлекают колонну труб 4 с гидромеханическим перфоратором из скважины. Спускают колонну труб 4 с пакером 13 (см. фиг. 4) для проведения поинтервального ГРП в нефтенасыщенный интервал 2' продуктивного пласта.

Затем в направлении от забоя к устью в каждом перфорированном нефтенасыщенном интервале 2', 2'' и 2''' обсадной колонны 3 производят поинтервальный ГРП, начиная с интервала 2'. ГРП производят последовательно с отсечением каждого интервала после проведения ГРП.

Нефтенасыщенный интервал 2' продуктивного пласта имеет толщину h1=16 м.

При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3.

Закачкой геля на углеводородной основе по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2' продуктивного пласта образуют широкие трещины разрыва 14 длиной до 16 м (см. фиг. 4). Трещины разрыва 14 крепят закачкой проппанта фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3 в несущей жидкости, в качестве которой используют гель на углеводородной основе, при помощи которого производили образование трещин разрыва 14.

Гель на углеводородной основе (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 152), т.е. загущенная нефть, приготовленная растворением и суспензированием оксалата алюминия (алюминиевой соли фосфатного эфира) в углеводородах, имеет низкую вязкость, потери давления в трубах, высокую несущую способность проппанта в трещине, позволяет создать широкие трещины и имеет высокую концентрацию проппанта.

По окончании выполнения ГРП в интервале 2' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины, спускают в интервал между нефтенасыщенными интервалами 2' и 2'' продуктивного пласта на колонне труб 4 разбуриваемый пакер 15' и сажают его, после чего извлекают колонну труб 4 и приступают к проведению ГРП во втором нефтенасыщенном интервале 2'' продуктивного пласта.

Спускают колонну труб 4 с пакером 13 (см. фиг. 4) для проведения поинтервального ГРП в нефтенасыщенный интервал 2'' продуктивного пласта.

Нефтенасыщенный интервал 2'' продуктивного пласта имеет толщину h2=7 м.

При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины.

Для этого закачкой кислотного геля по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта под давлением ГРП производят кислотную обработку каверн 16 нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта (см. фиг. 4) без крепления проппантом.

Кислотные гели - это водные сшитые гели полимеров, например, полиакриламид с содержанием 5%-ной соляной кислоты (HCl) и временного деструктора, например, персульфата аммония (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 151).

Такое кислотное воздействие позволяет повысить производительность скважины, вследствие кислотной обработки каверн 16 нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта и увеличения проницаемости пласта под действием кислоты.

По окончании выполнения ГРП в интервале 2'' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины, спускают в интервал между нефтенасыщенными интервалами 2'' и 2''' продуктивного пласта на колонне труб 4 разбуриваемый пакер 15'' и сажают его, после чего извлекают колонну труб 4 и приступают к проведению ГРП в третьем нефтенасыщенном интервале 2''' продуктивного пласта.

Нефтенасыщенный интервал 2''' продуктивного пласта имеет толщину h3=28 м.

При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью и креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.

Закачкой водного геля с поперечной связью по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2''' продуктивного пласта образуют трещины разрыва 17 шириной 1-2 мм и длиной до 28 м (см. фиг. 4).

Трещины разрыва 17 крепят закачкой проппанта фракции 12/18 концентрацией до 1200 кг/м3 в несущей жидкости, в качестве которой используют тоже водный гель с поперечной связью, на котором производили образование трещин разрыва 17.

Водные гели с поперечной связью - это гели на основе сшитых гуаровых и гидроксипропилгуаровых смол с добавками временного деструктора, например, персульфата аммония (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 150).

Водные гели с поперечной связью применимы для массированного ГРП в пластах с большой толщиной для создания узких и длинных трещин высокой проводимости и имеют высокую и сверхвысокую концентрацию проппанта. По окончании выполнения ГРП в интервале 2''' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины.

Упрощается технологический процесс проведения ГРП, так как в предлагаемом способе исключено привлечение колонны ГТ и двухпакерной компоновки с последовательной посадкой пакеров в горизонтальном стволе скважины для реализации способа.

Спускают в горизонтальный ствол 1 скважины колонну труб с долотом (на фиг. 1-6 не показано) и последовательно разбуривают сначала разбуриваемый пакер 14'', а затем 14'. Извлекают колонну труб 4 с долотом из скважины, при этом проход в горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 6) скважины открыт, оснащают насосным оборудованием и запускают ее в эксплуатацию.

В результате внедрения предлагаемого способа повышается эффективность проведения ГРП, так как способ реализуют с учетом нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины в интервале проведения ГРП, при этом в зависимости от толщины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта подбирается жидкость разрыва (гель), определяющая развитие трещины по ширине и в длину, с креплением или без крепления.

Это позволяет, с одной стороны, исключить обводнение скважины (водопроявление) за счет прорыва трещины в водоносную зону, а с другой - развить трещину таким образом, чтобы она полностью охватила нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта.

Повышается надежность реализации способа, так как снижается вероятность негерметичной посадки вследствие применения не двух, а одного пакера, а также исключается возможность закупорки колонны ГТ при продавливании через них проппанта и, как следствие, резкого скачка давления.

Предлагаемый способ ГРП в горизонтальном стволе скважины позволяет:

- повысить эффективность ГРП;

- упростить технологический процесс реализации ГРП;

- повысить надежность проведения ГРП;

- увеличить охват продуктивного пласта трещинами разрыва.

Способ гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала, отличающийся тем, что после бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины, крепление трещины закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта.

Группа изобретений относится к интенсификации скважин, вскрывающих подземные пласты, а более конкретно к гидроразрывной интенсификации с помощью введения в гидроразрыв проппанта для формирования зон с низким сопротивлением для добычи углеводородов.

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Устройство содержит корпус, соединительную муфту, посредством которой устройство соединено с насосно-компрессорной трубой, клин с по меньшей мере одним пазом, гидроцилиндры, по меньшей мере один рабочий орган с гидромониторным каналом, размещенным в пазу опоры и клина с возможностью перемещения в пазу клина вдоль него, второй гидроцилиндр, расположенный над первым гидроцилиндром, клин установлен над поршнем второго гидроцилиндра, на котором закреплена опора рабочего органа, подпоршневые полости обоих гидроцилиндров сообщены посредством трубок с гидромониторным каналом рабочего органа и надклиновой полостью подачи рабочей жидкости, фильтр, установленный во внутренней полости соединительной муфты и отделяющий внутреннее трубное пространство от надклиновой полости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Устройство содержит корпус, соединительную муфту, посредством которой устройство соединено с насосно-компрессорной трубой, клин с по меньшей мере одним пазом, гидроцилиндры, по меньшей мере один рабочий орган с гидромониторным каналом, размещенным в пазу опоры и клина с возможностью перемещения в пазу клина вдоль него, второй гидроцилиндр, расположенный над первым гидроцилиндром, клин установлен над поршнем второго гидроцилиндра, на котором закреплена опора рабочего органа, подпоршневые полости обоих гидроцилиндров сообщены посредством трубок с гидромониторным каналом рабочего органа и надклиновой полостью подачи рабочей жидкости, фильтр, установленный во внутренней полости соединительной муфты и отделяющий внутреннее трубное пространство от надклиновой полости.

Изобретение относится к прострелочно-взрывной аппаратуре, а именно к средствам инициирования взрывной цепи корпусных кумулятивных перфораторов. Устройство для возбуждения детонации содержит корпус и размещенные в нем ударный механизм и узел инициирования детонации.

Изобретение относится к кумулятивным корпусным перфораторам и предназначено для осуществления перфорирования стенок скважин. Модульный перфоратор содержит отдельные модули, соединенные между собой узлами соединения модулей с выполнением функций механического прочного соединения и передачи детонации между соседними модулями.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для вскрытия продуктивных пластов в нефтяных и газовых скважинах при буровзрывных работах. Устройство для обработки призабойной зоны скважины содержит корпусный или бескорпусный перфоратор в обсадной колонне с кумулятивным и газогенерирующим зарядом из твердого топлива, совмещенного с кислотным реагентом.

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в нефтяных и газовых скважинах. Согласно первому варианту, кумулятивный перфоратор, содержащий несущую конструкцию, в которой кумулятивные заряды расположены группами, состоящими из одной или нескольких пар зарядов.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методу формирования в насыщенной горной породе за обсадной колонной скважины трещин, проводящих жидкости.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин. Перфоратор содержит корпус, плунжер, поршень, выполненный с возможностью радиального перемещения в поршневой камере, пробойник, снабженный центральным каналом, на выходе которого закреплена, по меньшей мере, одна профилированная гидромониторная насадка - сопло.

Группа изобретений относится к области прострелочно-взрывных работ. Устройство для перфорации скважин содержит по меньшей мере один перфорационный заряд; инициирующее устройство, которое содержит баллистическую цепь, приспособленную для поджигания по меньшей мере одного перфорационного заряда, при этом баллистическая цепь содержит детонатор и детонаторный шнур; и баллистический перекрывающий затвор, расположенный между детонатором и детонаторным шнуром, причем баллистический перекрывающий затвор предотвращает воспламенение детонаторного шнура, и при этом баллистический перекрывающий затвор выполнен с возможностью удаления из позиции между детонатором и детонаторным шнуром при поступлении команды с поверхности. Обеспечивается предотвращение преждевременной детонации скважинного перфоратора, одновременно сокращается объем операций с электропроводкой, выполняемых на поверхности. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх