СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/263 

Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти.

Известен способ повышения продуктивности скважины путем гидроразрыва пласта. Разрыв пласта достигается закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной. В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики и т.д.), которые проникают в трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии [1].

Основной недостаток данного способа - это его большая трудоемкость. Как правило, в скважину закачивают до 150 м³ жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 м³/мин, а затем до 50 т расклинивающего материала (песка). Для осуществления процесса вокруг скважины необходимо сосредоточить большое количество насосных агрегатов (4 АН-700), пескосмесительных машин (4 ПА), автоцистерн (АЦПП-21-5523А). Первые предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа. Вторые - для транспортирования расклинивающего материала, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки.

Для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры (2АУ-700 или 2АУ-700СУ).

Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидроразрыве пластов по указанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами (1ПД-ЯГ, ПН-ЯМ).

Известен способ повышения продуктивности скважин путем размещения в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуска в скважину порохового генератора давления и гидроразрыва пласта давлением пороховых газов [2].

Недостатки способа заключаются в том, что, во-первых, пороховой генератор давления размещают непосредственно в интервале продуктивного пласта и за счет этого снижают объем расклинивающего агента, во-вторых, допускается значительное рассеивание энергии пороховых газов вверх по стволу скважины и за счет этого снижение размеров образованных трещин гидроразрыва. В результате этого ожидаемый эффект повышения продуктивности скважин не достигается.

Задача заключается в повышении эффективности способа.

Поставленная задача достигается тем, что в способе повышения продуктивности скважины, включающем размещение в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуск в скважину порохового генератора давления и гидроразрыв пласта давлением пороховых газов, согласно изобретению предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, псевдопластичной или вязкопластичной жидкости, а пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.

Жидкий пакер позволяет в интервале продуктивного пласта создать замкнутую импульсную камеру, разрядка давления в которой возможна только в направлении пласта при образовании трещин.

За счет того, что пороховой генератор давления устанавливается над продуктивным пластом он не занимает объем скважины и в трещины гидроразрыва проникает большее количество расклинивающего агента.

В совокупности предложенные действия позволят повысить давление пороховых газов и за счет этого увеличить размеры образованных трещин гидроразрыва, закрепить трещины в открытом состоянии и в конечном итоге повысить эффективность способа повышения продуктивности скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Вычисляют необходимый объем жидкости с расклинивающим агентом по формуле:
Vp = 0,785 D² L, (1)
где Vp - объем расклинивающей жидкости, м³;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
L - высота продуктивного пласта, м.

Вычисляют длину жидкого пакера и объем необходимой для этого вязкопластичной жидкости по формулам:
(2)
где Н - длина жидкого пакера, м;
d - наружный диаметр НКТ, м;
ΔР - избыточное над гидростатическим давление в интервале гидроразрыва в момент сжигания порохового заряда, МПа;
τ - напряжение сдвига для жидкости, из которой планируется сформировать жидкий пакер, МПа.

Vп = 0,785 (D² - d²) H, (3)
где Vп - объем жидкого пакера, м³.

В мернике цементировочного агрегата готовят расчетное количество жидкости с концентрацией расклинивающего агента 50-500 кг на 1 м³.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до подошвы продуктивного пласта. Жидкость с расклинивающим материалом закачивают в интервал продуктивного пласта. Колонну НКТ поднимают выше кровли продуктивного пласта на 10-20 м.

В мернике цементировочного агрегата готовят вязкопластичную жидкость для жидкого пакера. В качестве такой жидкости может быть использован вязкоупругий состав (ВУС) на основе полиакриламида. Приготовленный жидкий пакер закачивают в скважину и продавливают в затрубное пространство.

Бескорпусной пороховой генератор давления ПГД-БК на бронированном кабеле КОБД-4 спускают в скважину до кровли продуктивного пласта. На электрозапал ПГД-БК подается электрический ток. Происходит горение порохового заряда. Кабель извлекают из скважины. Скважину осваивают.

Пример. В скважине N 9 Северо-Демьянского месторождения необходимо провести гидроразрыв пласта по предлагаемой технологии. Эта скважина пробурена на Тюменскую свиту, 146 мм эксплуатационная колонна (D=0,13м) перфорирована в интервале глубин: 2811-2920 м.

Поскольку длина интервала перфорации в этой скважине составляет L=109 м, по формуле (1) объем жидкости с расклинивающим материалом должен быть:
Vp = 0,785•0,13²•109 = 1,5м³.

Приняв величину избыточного давления равной ΔР = 40 МПа, напряжение сдвига для жидкого пакера τ = 10^-3 МПа, при d = 0,073 м по формуле (2) определяем необходимую длину жидкого пакера:

По формуле (3) вычисляем объем жидкого пакера:
Vп = 0,785 (0,13² - 0,073²) 570 = 5,2 м³
В мерник цементировочного агрегата засыпают 200 кг зернистого агломерированного боксита и наливают 1,5 м³ загущенной нефти. Смесь тщательно перемешивают.

В скважину спускают колонну НКТ до глубины 2920 м. Подготовленную смесь закачивают в интервал 2811-2920 м. Колонну НКТ приподнимают до глубины 2800 м.

В мернике цементировочного агрегата готовят 5,2 м³ вязкопластичной жидкости на основе полиакриламида. Полученную смесь закачивают в скважину и продавливают в затрубное пространство в интервал 2230-2800 м.

На кабеле в скважину спускают пороховой генератор давления, например ПГРИ 100/50, на глубину 2810 м и зажигают пороховой заряд. После окончания горения кабель извлекают на поверхность. Скважину осваивают.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986, - С. 164.

2. Патент РФ 2155863, 2000. ПРОТОТИП.

Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа. По способу размещают в скважине в интервале продуктивного пласта жидкость с расклинивающим агентом. Спускают в скважину пороховой генератор давления и осуществляют гидроразрыв пласта давлением пороховых газов. Согласно изобретению предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, или псевдопластичной, или вязкопластичной жидкости. Пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.

Способ повышения продуктивности скважины, включающий размещение в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуск в скважину порохового генератора давления и гидроразрыв пласта давлением пороховых газов, отличающийся тем, что предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, или псевдопластичной или вязкопластичной жидкости, а пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.