Результат интеллектуальной деятельности: Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта.

В дальнейшем при описании разработанного технического решения будет использован термин «поинтервальный». В рамках настоящей заявки он означает, что для предотвращения; заколонных перетоков ствол скважины разделен на изолированные интервалы с использованием пакеров, цементирования и т.д.

Известен (US, патент 5894888, опубл. 20.04.1999) способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае.

Известно (US, патент 6907936, опубл. 10.07.2003) применение системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами.

Недостатками известных технических решений являются: наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида; как следствие этого, необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ; невозможность закрытий портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих; ограниченно количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить; сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика; невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.

Известно (US, патент 7267172, опубл. 11.09.2007.) применение системы со скользящими (сдвижными) муфтами, активируемые с использованием специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. Известная система имеют множество различных модификаций.

Недостатками всех модификаций известной системы является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяю в любой последовательности многократно открывать/закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.

Недостатками данного способа так же стоит признать невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.

Известен (RU, патент 2668209 опубл. 26.09.2018 способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.

Недостатками известного устройства следует признать низкую эффективность и технологическую сложность.

Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.

Техническая проблема, решаемая путем использования разработанного способа, состоит в усовершенствовании технологии многрстадийного гидроразрыва пласта.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличению добычи нефти.

Для достижения указанного технического результата; предложено использовать разработанный способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта. При реализации способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненными со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.

Поинтервальное увеличение давления и закачка пропанта является известным способом для проведения гидроразрыва пласта и создания и поддержания трещин в породе. Основными проблемами после проведения гидроразрыва являются вынос пропанта при переключении скважин на добычу, что приводит к закрытию трещин и снижению добычи нефти, а так же прорывы воды и газа в скважины, в том числе по трещинам в результате дохождения трещин до водонефтяного или газонефтяного контакта. Использование набивного элемента позволит избежать выноса пропанта при добыче, средства мониторинга позволят своевременно определить места прорыва воды в скважину, а так же правильно освоить скважину при начале добычи. Впоследствии по результатам мониторинга принимается решение о переключении добычи через устройства контроля притока или о полной изоляции интервала при прорыве воды по этому интервалу, например.

При реализации способа могут быть использованы как пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, так и адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.

Для реализации разработанного способа при; проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, изначально поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.

После проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, скважину включают на добычу и поток перенаправляют из пласта через устройства контроля притока и фильтроэлемент. Это позволяет избежать выноса пропанта и регулировать приток таким образом, чтобы избежать прорывов воды или газа в скважину или их последствий после прорыва.

Предпочтительно, используют муфты/порты, установлены с возможностью полного перекрывания потока, несущего пропант, для полной изоляции интервалов. В случае прорыва воды в этом интервале (то есть из интервала поступает только вода без нефти) иногда бывает целесообразно полностью перекрыть интервал.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов. Это позволяет при необходимости дополнительно освоить интервалы для увеличения добычи, а так же своевременно определить места прорывы води или газа в скважину, при необходимости изолировать проблемные интервалы или переключить их на работу через устройства контроля притока. Так же данный способ позволит оптимизировать процесс проведения гидроразрыва пласта для того, что бы трещины не доходили до водонефтяного или газонефтяного контакта.

При реализации разработанного способа могут использовать набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров. Это приведет к значительному увеличению эффективности процесса гидроразрыва пласта за счет предотвращения выноса пропанта с потоком при добыче, что приведет к тому, что трещины не будут закрываться и будет образовываться высокопроницаемая фильтрационная подушка.

Примером реализации может служить стандартная ситуация: после проведения многостадийного гидроразрыва пласта идет обратный вынос пропанта, трещины значительно схлопываются и идет сильная обводненность добываемой жидкости; вследствие прорыва воды по одному из интервалов. При этом добыча нефти значительно упадет за счет закрытия трещин и за счет прорыва воды.

При установке закрывающихся муфт с устройствами контроля притока и фильтроэлементом, после проведения гидроразрыва пропант не будет выносится с потоком при добыче, мониторгинг притока позволит определить ту муфту/порт, через который поступает вода и в каком количестве. Если из данной муфты постапает только вода, может быть принято решение об закрытии этой муфты/порта, то есть об изоляции интервала. При этом добыча нефти не уменьшится.