Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ

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

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

V_г=k·h_п,

где V_г - объем жидкости разрыва, м³;

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

h_п - толщина продуктивной части пласта, м,

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

Недостатками данного способа являются:

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

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

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

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

V_г=K·H_п,

где V_г - суммарный объем жидкости разрыва, м³;

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

Н_п - высота интервала перфорации пласта, м,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Предлагаемый способ ГРП в скважине реализуют следующим образом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Далее определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:

V=k·Н,

где V - общий объем гелированной жидкости разрыва, м³;

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

Н - высота интервала перфорации пласта 6, м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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