Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности, оно используется для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Известен способ гидроразрыва пласта (патент RU №2170818, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.07.2001 г., бюл. №20), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и ниже них спускают гибкие трубы (ГТ) до нижних отверстий интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне НКТ подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.

Недостатки данного способа:

- во-первых, ГРП осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей высоте пласта от подошвы до кровли и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность ГРП и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;

- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают ГТ и на проведение этой операции затрачивается определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по ГТ подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;

- в-третьих, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.

Наиболее близким по технической сущности является способ ГРП продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой (патент RU №2566542, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.10.2015 г., бюл. №30), включающий спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м³/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м³. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м³ с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м³, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м³, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая проводимость трещины, обусловленная тем, что в процессе крепления трещины в качестве жидкости-носителя проппанта попеременно со сшитым гелем используется линейный гель, выпадающий в осадок в процессе транспортировки проппанта. Это приводит к преждевременному выпадению проппанта, т.е. жидкость-носитель не обеспечивает транспортировку проппанта до конца трещины и способствует неравномерному заполнению трещины. В результате образуются пустоты, которые затем смыкаются, что резко ухудшает проводимость трещины;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с преждевременным выпадением проппанта из жидкости-носителя линейного геля в процессе транспортировки по колонне НКТ, что приводит к резкому скачку давления в колонне НКТ, аварийной остановке процесса и недостижению проектных параметров трещины;

- в-третьих, низкая эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину попутной и/или подошвенной воды, что вызывает резкое обводнение скважины;

- в-четвертых, затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте;

- в-пятых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с многократными циклами закачки порций линейного геля с проппантом, чередующихся с порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl и продавкой 15% водного раствора соляной кислоты.

Техническими задачами изобретения являются повышение проводимости трещины и эффективности изоляции трещины, а также повышение надежности способа, снижение затрат на его реализацию, сокращение длительности технологического процесса реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины.

Новым является то, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м³, начиная от 200 кг/м³ до 1200 кг/м³.

На фиг. 1 схематично изображен процесс перфорации интервала пласта в скважине.

На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации пласта.

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

На фиг. 4 схематично изображен процесс ГРП.

На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.

В скважину 1 (см. фиг. 1 и 2) до подошвы пласта 2 на колонне НКТ 3 спускают гидромеханический перфоратор 4, например используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168 конструкции института «ТатНИПИнефть».

Перфорируют интервал пласта 2 выполнением 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.

Высоту 1 подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' определяют как высоту пласта 2, разделенную на семь равных частей.

Например, при высоте пласта h_пл=3,5 м высота подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', а также от кровли и подошвы пласта 2 будет равна:

l=h_пл/7=3,5 м/7=0,5 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. 3) 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 поверхности колонны НКТ 3 наносят одну риску 12 (см. фиг. 1 и 3), например, длиной 10-50 мм и глубиной 2 мм.

Размещают риску 12 колонны НКТ 3 напротив отметки 11' устьевого фланца. В таком положении без вращения колонны НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 на конце приподнимают колонну НКТ 3 от подошвы пласта 2 на высоту l=0,5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5'' в интервале пласта 2 скважины 1 с помощью гидромеханического перфоратора 4 (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.

Затем вновь приподнимают колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 вверх на высоту l=0,5 м, при этом поворачивают колонну НКТ 3 до размещения ее риски 12 напротив метки 11'' на устьевом фланце, например, по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора 4 пары отверстий 6' и 6'' в интервале пласта 2 скважины 1.

Далее аналогичным образом, поворачивая колонну НКТ 3 (см. фиг. 2 и 3) по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны НКТ 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 пласта 2 скважины 1.

Направление перфорации снизу вверх в скважине 1 выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора 4 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'' (см. фиг. 2). Таким образом, в интервале пласта 2 (см. фиг. 1) скважины 1 получают перфорационные отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.

Выполнение пар отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7 и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' с поворотом 30° позволяет создать направление образования трещины 13 (см. фиг. 5) в пласте 2 при последующем проведении ГРП в направлении главного максимального напряжения пород (σ_max) в пласте 2 (см. фиг. 2 и 5).

Например, направление пары отверстий 7' и 7'' в интервале продуктивного пласта 2 совпадает с направлением главного максимального напряжения пород (σ_max) в пласте 2, что исключает затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте, так как применяют гидромеханический перфоратор, с помощью которого выполняют парные перфорационные отверстия под углом 30°.

Кроме того, применение гидромеханического перфоратора для перфорации в сравнении с кумулятивной перфорацией повышает надежность проведения ГРП, так как в процессе перфорации образуются пары отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', при этом каждое из отверстий имеет прямогольную форму с минимальным размером 10 на 20 мм. Этого размера вполне достаточно для продавки в трещину 13 проппанта любой фракции, что исключает резкий скачок давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса и недостижение проектных параметров трещины 13.

Далее извлекают из скважины 1 колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 и приступают к проведению ГРП. В качестве гидроразрывной жидкости при образовании трещины 13 применяют гелированную нефть. В отличие от линейного геля, который готовится на водной основе, как описано в прототипе, гелированная нефть не вступает в реакцию с гранулированным водонабухающим эластомером в процессе закачки.

Перед проведением ГРП последовательно определяют:

1. Объем проппанта для крепления трещины по формуле:

где, с=2000-2500 - коэффициент перевода, кг/м, примем с=2200 кг/м;

М - масса проппанта, кг;

h_пл - высота пласта, м, h_пл=3,5 м;

ρ_пр - насыпная плотность проппанта, ρ_пр=1570 кг/м³.

2. Объем эластомера, добавляемого в гелированную нефть, определяют по формуле

где V_эл - объем эластомера, добавляемого к гелированной нефти, м³;

V_проп - объем планируемого к закачке проппанта, м³;

m - пористость пласта, д. ед., m=0-1 д. ед., примем m=0,25 д. ед.;

k - кратность увеличения объема эластомера, k=2.

3. Объем гелированной нефти для образования трещины по формуле

где V_гн - объем гелированной нефти для проведения ГРП, м³.

Подставив числовые значения в формулу (1), получим:

М=с⋅h_пл=2200 кг/м⋅3,5 м=7700 кг;

V_проп=М/ρ_пр=7700 кг/1570 кг=4,9 м³.

Подставив числовые значения в формулу (2), получим:

Подставляя числовые значения в формулу (3), получим:

Далее спускают в скважину 1 колонну НКТ 3 с пакером 14. В качестве пакера применяют любой известный пакер. Производят посадку пакера 14 в скважине 1, например, на 5 м выше кровли пласта 2, и осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 3.

Нижний конец колонны НКТ 3 размещают выше верхней пары перфорационных отверстий 10' и 10'' пласта 2 на расстоянии, например, а=1 м.

Расстояние а=1 м позволяет исключить прихват колонны НКТ 3 в случае преждевременного получения резкого скачка давления в процесс крепления трещины 13.

Гелированную нефть готовят на устье скважины путем добавления в нефть любого известного загеливающего агента. Например, приготовленного на основе фосфатного эфира в малогорючем растворителе и предназначенного для создания гелированнной нефти с концентрацией 5 л/м³=0,005 м³/м³.

Таким образом, для приготовления гелированной нефти в объеме V_гн=2,45 м³ необходимо загеливающего агента: 2,45 м³ - (2,45 м³ ⋅ 0,005 м³)=2,45 м³ - 0,01225 м³=2,43775 м³.

На устье скважины в емкость (на фиг. 1-5 не показана) заливают нефть в объеме 2,43775 м³ и добавляют 0,01225 м³ загеливающего агента и перемешивают. Тогда V_гн=2,43775 м³ + 0,01225 м³=2,45 м³.

Далее объем гелированной нефти делят на две равные порции:

V_гн1=V_гн2=V_гн/2=2,45 м³/2=1,225 м³.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' пласта 2 закачивают первую порцию (половину объема) гелированной нефти V_гн1=1,225 м³ и проводят ГРП с образованием трещины 13.

Не прерывая закачку, закачивают вторую порцию (вторую половину объема) гелированной нефти V_гн2=1,225 м³ с добавлением объема гранулированного водонабухающего эластомера V_эл=0,6125 м³, т.е. (V_гн2+V_эл)=1,225 м³ + 0,6125 м³=1,8375 м³ для создания водоизолирующего экрана 17 (см. фиг. 4) по всей поверхности трещины 13 из гранулированного водонабухающего эластомера.

В результате создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера повышается эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину попутной и/или подошвенной воды, что исключает обводнение скважины.

Далее производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м³, начиная от 200 кг/м³ до 1200 кг/м³.

В качестве сшитого геля применяют любой известный состав сшитого геля. Сшитый гель имеет низкие потери давления на трение в трубах и высокую вязкость в пласте, что обеспечивает создание широких, глубоко проникающих трещин с хорошим заполнением расклинивающим материалом. При деструкции не образует осадка, не повреждает пласт и набивку, что способствует образованию высокопроводящей трещины.

Повышается надежность реализации способа, так как исключается преждевременное выпадение проппанта из жидкости-носителя за счет использования сшитого геля в процессе транспортировки проппанта по колонне НКТ и использования гидромеханического перфоратора, выполняющего прямоугольное отверстие размером 10 на 20 мм, что полностью исключает скачок давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса ГРП и недостижение проектных параметров трещины.

Общая масса проппанта: M=с⋅h_пл=2200 кг/м ⋅ 3,5 м=7700 кг (см. формулу 1).

Таким образом, мелкая фракция 20/40 меш проппанта в количестве 55-60% от общей массы проппанта (М=7700 кг):

М_20/40=(55-60%)/100% ⋅ 7700 кг=4235-4620 кг. Примем 4400 кг.

Крупная фракции 16/20 меш проппанта в количестве 40-45% от общей массы проппанта (М=7700 кг):

M_16/20=(40-45%)/100% ⋅ 7700 кг=3080-3465 кг. Примем 3300 кг.

Далее производят крепление трещины 13 со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м³, начиная с концентрации 200 кг/м³ до 1200 кг/м³, т.е. фракция проппанта 20/40 меш: 200 кг/м³; 300 кг/м³; 400 кг/м³; 500 кг/м³; 600 кг/м³; 700 кг/м³; 800 кг/м³; 900 кг/м³; фракция проппанта 16/20 меш: 1000 кг/м³; 1100 кг/м³; 1200 кг/м³, при этом используют 11 м³ сшитого геля, т.е. по 1 м³ для каждой концентрации проппанта.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' в трещину 13 закачивают жидкость-носитель (сшитый гель) с проппантом 18, начиная с концентрации 200 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 300 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 400 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 500 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 600 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 700 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 800 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 900 кг/м³ (фракция 20/40 меш); 1000 кг/м³ (фракция 16/20 меш); 1100 кг/м³ (фракция 16/20 меш); 1200 кг/м³ (фракция 16/20 меш).

Повышается проводимость трещины 13, поскольку крепление трещины осуществляют на жидкости-носителе (сшитом геле) с постепенным увеличением концентрации и фракции проппанта от мелкой к крупной, что позволяет равномерно заполнить и закрепить проппантом всю трещину, начиная от конца трещины и до интервала перфорации скважины, при этом закачка крупной фракции за мелкой фракцией снижает вынос проппанта из трещины и увеличивает проводимость трещины.

Таким образом, производят крепление трещины 13 проппантом 18. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины, распакеровывают пакер 14 и извлекают его с колонной НКТ из скважины. Процесс ГРП закончен.

Сокращается длительность технологического процесса реализации способа, так как одновременно с образованием трещины на ее поверхности образуется экран из гранулированного водонабухающего эластомера 17, после чего производится крепление трещины проппантом, а это исключает многократные циклы закачки порций линейного геля с проппантом, чередующихся с порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl и продавкой 15% водного раствора соляной кислоты.

Предлагаемый способ ГРП позволяет:

- исключить обводнение добывающей скважины через трещину;

- повысить проводимость трещины и надежность реализации способа;

- снизить затраты, отказавшись от привлечения геофизической партии;

- сократить длительность технологического процесса ГРП.