Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти. Технический результат - повышение эффективности защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, а также сокращение трудозатрат и энергозатрат, сокращение времени на вымыв песчаного моста после гидроразрыва пласта - ГРП за счет снижения его объема. По способу определяют место посадки пакера по данным геоинформационных исследований – ГИС. Спускают пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже зоны перфорации и сажают его, устанавливая зумпф не более 10 м. Через посадочное устройство пакера отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ. После проведения ГРП снова спускают НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа. Далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации. Заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП. Между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности. Местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП. 23 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2244815, МПК E21B 43/26, опубл. 20.01.2005), включающий спуск и установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва с определенными темпом, давлением и создание гидроударов, причем перед закачкой жидкости разрыва производят углубленное вторичное вскрытие высокопродуктивной части пласта, устанавливают насосно-компрессорные трубы с хвостовиком и с воронкой в нижней части, закачивают оторочку вязкоупругого состава и проталкивают ее до местоположения создаваемых трещин, затем нагнетают в насосно-компрессорные трубы жидкость разрыва, причем в начальном периоде с увеличенным темпом создание гидроударов производят остановкой потока жидкости разрыва с поверхности, через эту же скважину производят вынос продуктов пласта.

Известен способ проведения селективного гидроразрыва пласта (патент RU №142704 U1, МПК E21B 43/26, опубл. 27.06.2014), в котором компоновка опускается в скважину на колонне НКТ до интервала, намечаемого для ГРП, производится установка пакеров выше и ниже выбранного интервала, и осуществляется опрессовка пакеров, затем проводится ГРП выбранного интервала путем закачки геля с проппантом через окно между пакерами обычным способом, при этом пакеры ограничивают прохождение проппанта вне интервала, непосредственно по завершении операции ГРП сбрасыванием устанавливается вставной струйный насос, с помощью которого на устье скважины нагнетается рабочая жидкость в НКТ или затрубье, под струйным насосом создается депрессия, возникает движение жидкости наверх и производится откачка остатков проппанта и геля из НКТ и интервала проведения ГРП, по окончании процесса очистки пакеры приводятся в транспортное положение, и компоновка может быть извлечена из скважины поднятием НКТ.

Известен способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта (патент RU №2418162, МПК E21B 43/24, опубл. 10.05.2011), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий этапы, на которых: определяют место посадки удаляемого пакера, спускают пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже уровня отбора (зоны перфорации пласта), подлежащего гидроразрыву, и сажают его, устанавливая при этом зумпф высотой 5-10 м (не более 10 м), через технологическую колонну НКТ (посадочное устройство пакера) отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ; после проведения гидроразрыва пласта - ГРП снова спускают колонну НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа.

В известных ранее способах спускается воронка на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), затем производится отсыпка зумпфа скважины песком, отбивка забоя и подъем НКТ. Затем, после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), засыпанный ранее песок вымывается из зумпфа.

Однако недостатком известных способов является большая продолжительность вымыва песчаного моста на скважинах, имеющих зумпф 40 и более метров.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является обеспечение защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, когда размер зумпфа относительно велик.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, а также сокращение трудозатрат и энергозатрат, сокращение времени на вымыв песчаного моста после ГРП за счет снижения его объема.

Заявляемый способ поясняется на чертеже, на котором приведена схема подготовки зумпфа скважины для проведения ГРП, где: а - установка пакера; б - создание трещин; в - закрепление трещин; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - продуктивный пласт; 4 - пакер.

Способ содержит предварительные этапы.

Вначале шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой.

Затем скважину испытывают на приемистость при двух-трех практически установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, что позволяет определить критическое давление раскрытия трещин Рр, выбрать необходимый объем рабочей жидкости, а также решить вопрос о необходимости проведения ГРП с установкой пакера или без него.

На основе этих исследований строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания.

Если график зависимости имеет вогнутую к оси дебитов форму и коэффициент приемистости скважины на максимальном режиме закачки возрастает не менее чем в 2-3 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном режиме закачки, то в пласте трещины раскрылись в пределах допустимых давлений на данную обсадную колонну. Следовательно, на этой скважине можно проводить процесс ГРП без пакера.

В противном случае для защиты обсадных труб от воздействия высоких давлений, возникающих при разрыве пласта и закачке песка в трещины, над интервалом перфорации устанавливают пакер.

Для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.

Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстро соединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.

Способ подготовки зумпфа скважины для проведения ГРП состоит из следующих этапов.

Вместо спуска стандартного оборудования (воронки) на колонне НКТ спускают пакер СТА-118, разбуриваемый на 2,5'' НКТ до заданной глубины. Заданная глубина посадки разбуриваемого (основного) пакера принимается на 10 м ниже подошвы интервала перфорации (зоны перфорации).

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) определяют место посадки основного пакера.

ГИС проводятся спуском прибора гамма-каротажа локатора муфт (ГК ЛМ) по колонне НКТ на кабеле. Сажают основной пакер, тем самым устанавливая достаточный зумпф для дальнейшей эксплуатации скважины.

Достаточный зумпф устанавливается не более 10 м.

Далее вместе с основным пакером на колонне НКТ спускают посадочное устройство пакера.

После посадки основного пакера данное устройство отсоединяется от пакера и поднимается на колонне НКТ.

Отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и выполняют спуск компоновки для ГРП с дальнейшим производством предварительного ГРП.

После проведения предварительного ГРП компоновку для ГРП поднимают.

Далее спускают НКТ, из которых подают струю воды, производя вымыв песчаного моста из установленного зумпфа в значительно меньшем объеме, предпочтительно длиной порядка 10 м, чем по сравнению с традиционной технологией (40 и более метров).

Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при их очередном наращивании длина рабочей трубы должна быть от 2 до 3 м больше длины любой наращиваемой трубы.

Далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации.

Заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП.

Между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности.

Местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП.

В результате в скважине устанавливается необходимый зумпф не более 10 м для проведения основного ГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.

При первых признаках нефтегазоводопроявления промывку скважины останавливают, устье загерметизируют, после чего замеряют устьевое давление и производят глушение скважины технологической жидкостью соответствующей плотности.

При промежуточной промывке процесс продолжают до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ от 0,5 т до 1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную емкость не менее полутора объемов скважины; при конечной промывке - два объема.

Удаление песчаных пробок в скважинах с низким пластовым давлением, когда расчетная плотность технологической жидкости меньше или равна 900 кг/м3 (0,9 г/см3), производят: при небольшой мощности пробок (до 10 м) - очисткой желонками на канате или НКТ; при большой мощности пробок (более 10 м) - промывкой по обычной технологии (прямой или обратной) с замером до кровли продуктивного пласта, после чего промывочные трубы поднимают, и продолжают очистку желонками на канате или НКТ.

Новизна заявленного способа заключается в том, что по сравнению с известными способами подготовки зумпфа скважины к проведению ГРП, исключается необходимость вымыва песчаного моста после ГРП в значительно большем объеме.

Этап проведения ГРП заключается в следующем.

В скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3 раза, закачивают жидкость, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин в них вводят крупнозернистый песок или искусственный заменитель песка и снижают давление до забойного. В результате увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта или соединяются посредством этих трещин высокопроницаемые его участки со стволом скважины, вследствие чего продуктивность резко повышается.

Механизм ГРП заключается в том, что при закачке в пласт жидкости, она прежде всего проникает в высокопроницаемые трещиноватые участки пласта и давление в них сильно возрастает. В результате возникают перепады давления между высоко- и низкопроницаемыми участками пласта, а в высокопроницаемых участках раскрываются существующие или образуются новые трещины. Следовательно, для осуществления ГРП необходимо преодолеть напряжение в призабойной зоне продуктивного пласта, создаваемое горным давлением и прочностью самих пород.

Процесс ГРП проводят в три стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта, введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии, закачка продавочной жидкости для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта.

При ГРП для нефтяных скважин используют рабочие жидкости на углеводородной основе: дегазированная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами.

Для сохранения трещин гидроразрыва в открытом состоянии после снятия нагрузки их заполняют крупнозернистым песком, который должен обладать достаточной механической прочностью, чтобы не разрушаться под действием массы вышележащих пород, быть однородным по составу и сохранять высокую проницаемость. Для этого используют кварцевый песок фракций 0,3-1,0 мм или искусственный материал - проппант, который по сравнению с обычным песком имеет более высокую прочность, полностью однородный состав и высокую проницаемость.

Эффективность ГРП зависит от размеров трещин. Чем больше радиус их распространения по простиранию, тем наиболее вероятно соединение ствола скважины с более высокопроницаемыми частями пласта. Протяженность трещин зависит от давления нагнетания и объемов нагнетаемого песка. Радиус трещины может достигать нескольких десятков метров. Для этой цели применяют от 2 до 20 т песка.

В зависимости от вязкости жидкости-песконосителя и скорости закачки (числа насосных агрегатов) концентрация песка при введении его в трещины пласта достигает 100-300 кг на 1 м3 жидкости.

Заявляемый способ также включает дополнительные этапы:

1. Закрывают центральную задвижку на устье и опрессовывают всю систему обвязки оборудования при наличии давления выше в 1,5 раза от ожидаемого.

2. Опробуют скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении.

3. Путем построения индикаторной диаграммы или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте. Одновременно во время опробывания определяют герметичность межтрубного пространства (при работе насосных агрегатов давление в этом пространстве должно оставаться постоянным).

3. Не сбавляя темпа закачки, с применением одного из насосных агрегатов с помощью пескосмесительного агрегата и жидкости-песконосителя из емкости в скважину закачивают заданный объем песка, который поступает из бункера пескосмесительного агрегата через смесительный бачок с помощью вспомогательного агрегата. Концентрацию песка в потоке регулируют с пульта управления пескосмесительного агрегата с учетом подачи всех одновременно работающих агрегатов.

4. После окончания закачки заданного объема песка в скважину, не сбавляя темпа, закачивают продавочную жидкость из емкостей. Объем продавочной жидкости должен быть равен объему НКТ. При закачке излишнего количества продавочной жидкости песок может оттесниться вглубь пласта. Это приведет к тому, что трещины, расположенные в непосредственной близости от стенки скважины, снова сомкнутся и эффективность ГРП снизится до нуля. С целью предупреждения оседания песка на забое и образования песчаной пробки продолжают закачку песка в скважину, не сбавляя темпы.

5. Наблюдают за снижением устьевого давления. При достижении первоначального давления на устье удаляют оставшийся песок, а также восстанавливают циркуляцию в скважине после срыва пакера. Если после ГРП давление не снижается, то прекращают процесс закачки (снижают давление), чтобы введенный в пласт песок вместе с жидкостью при большой скорости не поступал в скважину.

6. Устанавливают арматуру на устье для эксплуатации скважины и пускают ее в работу. При пуске скважины (если скважина планируется под нагнетание) нельзя повышать давление нагнетания выше максимального давления ГРП.

7. Через 10-15 дней после пробной эксплуатации скважины проводят комплекс исследований и сравнивают с данными, полученными перед проведением ГРП.

После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня поршневанием, компрессором.

Давление в НТК при спрессовывании наблюдают в течение 5 мин. Снижение давления допускают не более чем на 0,1 МПа.

Струю воды для вымыва песчаного моста подают с переменной скоростью и/или в виде турбулентного потока.

Предварительно защищают интервалы перфорации засыпкой песчаной пробки и/или закачкой геля «ХИМЕКО-В», или установкой взрыв-пакеров.

В частном примере реализации устанавливают один или более многоразовых дополнительных пакеров ниже основного пакера и интервала перфорации при большом зумпфе и заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью, чтобы компенсировать высокое давление при ГРП.

Например, есть несколько нижележащих невскрытых пластов для будущей разработки, а ГРП надо провести в верхнем пласте, и от него до забоя 350 м. В этом случае ставят основной пакер на 10 м ниже перфорации, первый дополнительный пакер - на 60 м ниже основного, а второй дополнительный пакер - на 120 м ниже первого дополнительного. Между вторым и третьим дополнительными пакерами заливают технологическую жидкость. Между основным и первым дополнительным пакерами заливают технологическую жидкость с большей плотностью. На основной пакер сверху отсыпают песок. Далее проводят ГРП, затем - вымыв струей воды песчаного моста из всех установленных зумпфов. При этом местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления, вызванного ГРП, что обеспечивает дополнительное повышение защиты эксплуатационной колонны за счет корректного распределения давления.

1. Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта - ГРП, включающий этапы, на которых:

- определяют место посадки разбуриваемого пакера по данным геоинформационных исследований - ГИС;

- спускают основной пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже зоны перфорации пласта, подлежащего гидроразрыву, и сажают его, устанавливая при этом зумпф не более 10 м;

- через посадочное устройство основного пакера отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ;

- после проведения ГРП снова спускают НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа;

- далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации;

- заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП;

- между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности;

- а местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП.

2. Способ по п. 1, в котором при отсыпке песчаного моста устанавливают башмак НКТ на 30-35 м выше глубины песчаного моста.

3. Способ по п. 1, в котором струю воды для вымыва песчаного моста подают с переменной скоростью и/или в виде турбулентного потока.

4. Способ по п. 1, в котором ГИС проводят с помощью прибора гамма-каротажа локатора муфт, спускаемого по колонне НКТ на кабеле.

5. Способ по п. 1, в котором после посадки пакера посадочное устройство отсоединяют и поднимают на поверхность.

6. Способ по п. 1, в котором скорость спуска и подъема пакера в скважине не превышает 0,25 м/с.

7. Способ по п. 1, в котором песок закачивают в скважину с помощью насосных агрегатов, пескосмесительного агрегата и жидкости-песконосителя.

8. Способ по п. 1, в котором в качестве песка используют кварцевый песок фракций 0,3-1,0 мм или искусственный заменитель песка, в качестве которого используют проппант с концентрацией 500 мг/дм3.

9. Способ по п. 1, в котором закачивают от 2 до 20 т песка.

10. Способ по п. 1, в котором при проведении ГРП в скважину под давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3 раза, не сбавляя скорости закачки, закачивают продавочную жидкость объемом, равным объему НКТ, для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта, после чего снижают давление до забойного.

11. Способ по п. 10, в котором в качестве продавочной жидкости используют жидкость на углеводородной основе: дегазированную нефть, загущенную нефть, мазут или его смесь с нефтью, керосин или дизельное топливо, загущенное реагентами.

12. Способ по п. 1, в котором для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.

13. Способ по п. 1, в котором устье скважины оборудуют головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстро соединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.

14. Способ по п. 1, в котором предварительно при наличии давления выше в 1,5 раза от ожидаемого опрессовывают всю систему обвязки оборудования.

15. Способ по п. 14, в котором снижение давления при опрессовывании допускают не более чем на 0,1 МПа.

16. Способ по п. 1, в котором предварительно шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой.

17. Способ по п. 1, в котором предварительно испытывают скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении.

18. Способ по п. 1, в котором предварительно испытывают скважину на приемистость при двух или трех установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, на основе чего определяют критическое давление раскрытия трещин и выбирают необходимый объем рабочей жидкости.

19. Способ по п. 18, в котором строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания.

20. Способ по п. 19, в котором на основе графика зависимости или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте и определяют герметичность межтрубного пространства.

21. Способ по п. 1, в котором после закачки продавочной жидкости наблюдают за снижением устьевого давления и при достижении первоначального давления на устье удаляют оставшийся песок и восстанавливают циркуляцию в скважине после срыва пакера.

22. Способ по п. 1, в котором для проведения ГРП производят спуск компоновки, которую затем поднимают до начала нового спуска НКТ.

23. Способ по п. 1, в котором предварительно защищают интервалы перфорации засыпкой песчаной пробки, и/или закачкой геля «ХИМЕКО-В», или установкой взрыв-пакеров.

24. Способ по п. 1, в котором засыпают песок с перекрытием интервалов перфорации не более 10 м в нагнетательных скважинах и в добывающих скважинах.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной.

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг. На добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу. Определяют первоначальное направление максимального горизонтального напряжения залежи. В разбуренных зонах уплотняют сетку скважин размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи. Середину длины горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами. Все добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание. Закачку жидкости на всех наклонно направленных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола скважин, ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние наклонно направленные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание. Оценку необходимого времени проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчетов напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе. После проведения многостадийного ГРП горизонтальные скважины запускают в работу. Технический результат заключается в повышении рентабельности разработки разбуренных низкопроницаемых залежей. 6 ил.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин. По способу на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления, Этим образуют сети микро- и макротрещин. Каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя. В каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле. После остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления. В процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала. В процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины. В продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами. Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта. Для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом. Для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта. А для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш. Затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП. Перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом. Причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4 мас.% гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта. При этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в упрощении технологии определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва; повышении надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины; сокращении продолжительности процесса реализации способа. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта включает бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор разогретой продукции через добывающую горизонтальную скважину. Нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σmin, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз. Для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины. После чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх. Для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием. Производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД). Способ включает бурение скважин с горизонтальным окончанием - СГО, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H ≥ 50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, залежь разбуривают парами СГО, стволы которых располагают параллельно в вертикальной плоскости на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, причем верхнюю СГО выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами, нижнюю СГО выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней СГО в каждом горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вниз, а в горизонтальном стволе нижней СГО – вверх. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхней и нижней скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,2-1,0)·l·sin(β/2) и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП нижние СГО осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти нижних добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих верхних нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки. Причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, залежь разрабатывают в режиме КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных залежей нефти. 2 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), полиакриламида (ПАА), сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием. В каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП. Причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин. После всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Прицеп с манифольдом содержит по меньшей мере одну основную линию, имеющую множество выпускных соединительных патрубков и множество компоновок шарнирно-сочлененных отводов, каждая из которых соединяется с соответствующим выпускным соединительным патрубком. Каждая компоновка отводов содержит соединительный элемент, который включает в себя впускное окно, выпускное окно и третье окно, которое располагается в общем противоположно выпускному окну и закрывается съемным пробковым элементом. Каждая компоновка отводов также включает в себя компоновку шарнирно-сочлененного трубопровода, которая содержит первый конец, который соединяется с впускным окном, и вертлюг стойки, который соединяется с впускным окном. Во время развертывания компоновки отводов второй конец компоновки трубопровода соединяется с насосным блоком для гидравлического соединения насосного блока с основной линией. Технический результат заключается в повышении надежности соединения нескольких насосных блоков с оборудованием устья скважины. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 21 ил.
Наверх