СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/26 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта, и может быть использовано для повышения нефтегазоизвлечения пластов из месторождений (залежей), находящихся на различной стадии разработки.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта созданием в призабойной зоне вторичной трещиноватости понижением и восстановлением пластового давления в зоне депрессионной воронки. Образование вторичной трещиноватости по всему объему призабойной зоны пласта осуществляют при депрессиях 0,4-0,6 от начального пластового давления [А.С. №1609978, 30.11.90, Бюл. №44].

Недостатком способа является то, что понижение и восстановление пластового давления залежи это длительный процесс (годы) и требует значительных расходов. Кроме того, процесс неконтролируемый.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск в скважину на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора с вращателем, прорезание щелей в горизонтальной плоскости, подъем перфоратора с вращателем, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и его установку, последовательную закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом и продавочной жидкости с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое выше давления разрыва пласта, технологическую выдержку и ввод скважины в эксплуатацию [Патент РФ №2055172].

Достоинством способа является то, что гидравлический разрыв пласта производится целенаправленно.

Недостатком известного способа является то, что трещины создаются в узкой локализованной зоне и способ применим для начальной стадии разработки эксплуатационного объекта. По известному способу жидкость разрыва вскрывает лишь локальную наиболее гидропроводную (преимущественно в горизонтальном направлении по пласту) зону. Эффект по нефтеизвлечению имеет кратковременный (пиковый) характер. Процесс дорогостоящий и на поздней стадии разработки при разрыве малотолщинных пластов не окупается дополнительной добычей нефти. При совместном залегании низкопроницаемого нефтенасыщенного пласта с высокопроницаемым обводненным пластом при подборе объектов гидроразрыва часть скважин приходится отклонять.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ гидроразрыва пласта, включающий изоляцию продуктивного интервала, заполнение насосно-компрессорных труб жидкостью и создание гидроударов посредством нагнетания и сброса давления жидкости в насосно-компрессорных трубах, откачку жидкости из скважины гидронасосом, затем изолируют интервал гидроразрыва ниже динамического уровня в скважине, но выше продуктивного интервала, закрывают задвижку и нагнетают гидронасосом в насосно-компрессорных трубах избыточное давление, сбрасывая его в подпакерную зону при достижении заданной величины посредством клапана [Патент РФ №2203412, опубл. 27.04.2003 - прототип].

Недостатком способа является то, что создаваемый в закрытой полости насосно-компрессорных труб объем жидкости под высоким давлением имеет постоянное значение и недостаточное для разрыва мощных пластов. Кроме того, при воздействии на пласт из-за большей амплитуды репрессионной полуволны частицы пласта и адсорбционные отложения будут срываться с пор пласта и преимущественно "проталкиваться" вглубь призабойной зоны. Последнее нежелательно по той причине, что поры пласта будут кольматироваться в более удаленных зонах призабойной зоны, а очистить последние сложнее.

Технической задачей является увеличение нефтеизвлечения пласта путем устранения указанных недостатков.

Решение задачи достигается способом, включающим спуск и установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва с определенным темпом, давлением и создание гидроударов.

Новым является то, что 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 вязко-упругого 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.

На фиг.1 представлена вертикальная проекция, частично в разрезе участка залежи, когда в скважину спущены насосно-компрессорные трубы, хвостовик и произведена углубленная перфорация высокопродуктивного пласта.

На фиг.2 - то же, что на фиг.1, операция закачки оторочки вязко-упругого состава.

На фиг.3 - то же, что и на фиг.1, операция гидроразрыва пласта.

На фиг.4 - то же, что и на фиг.1, операция выноса продуктов пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Перед осуществлением способа проводят исследование коллектора, определяют нефте- и водонасыщенную толщину пласта, его емкостные и фильтрационные параметры, интервалы поступления воды, отбирают пробы продукции скважины. Геофизическими методами определяют приемистость продуктивных пластов в зависимости от давления нагнетания. Уточняют последние сведения по режиму работы скважины и ее конструкции: начальное давление нагнетания, приемистость (для нагнетательной скважины), дебит, обводненность (для добывающих скважин), диаметры обсадной колонны и колонны НКТ, отметки искусственного забоя, интервалов перфорации, подсчитывается площадь перфорационных отверстий, пластовое давление, потенциальные характеристики призабойной зоны по производительности (по данным прежде проведенных обработок), предельно допустимое значение давления закачки жидкости в скважину.

На основе полученной информации было установлено, что суммарная площадь перфорационных отверстий меньше площади сечения колонны насосно-компрессорных труб. Поэтому производится прорезание щелей против высокопродуктивного пласта с суммарной площадью сечения не меньше площади сечения насосно-компрессорных труб (фиг.1). При первичном вскрытии (после бурении) пласта углубленную перфорацию можно не производить. В скважину 1 производиться спуск колонны насосно-компрессорных труб 2 с хвостовиком 4 таким образом, чтобы воронка располагалась в верхней части обрабатываемого интервала перфорации, и вся система закрепляется пакером 3. Затем производится закачка оторочки вязко-упругого состава и проталкивание ее на расчетное расстояние от призабойной зоны скважины (фиг.2). Расчетное расстояние определяется из условия требуемого местоположения создаваемых трещин. После выдержки закачанной оторочки вязкоупругого состава 6 производится закачка жидкости разрыва (фиг.3), причем нагнетание с самого начала ведется с максимальной скоростью. Закачка жидкости разрыва с максимальной скоростью позволяет создать в пласте гидроудар, приводящий к созданию трещин 7 в пласте. Давление, которое создается в пласте, складывается из следующих составляющих: давления на устье скважины, создаваемое насосом; веса столба жидкости в насосно-компрессорных трубах; импульса давления перехода кинетической энергии движущей жидкости разрыва при ударе о вязкоупругий состав.

В скважину при закрытом положении наземного прерывателя 5 от насосного агрегата проводят закачку жидкости разрыва до определенной величины давления. При достижении заданного значения давления, определяемого по манометру, насосный агрегат отключается. После отключения агрегата открывается прерыватель и по выкидной линии в желобную емкость начинает изливаться жидкость разрыва. При достижении наибольшей скорости излива, определяемой по напору изливаемой жидкости, прерыватель резко закрывают. При закрытии прерывателя в полости насосно-компрессорных труб за счет реактивной силы создается стоячая упругая волна, которая циклически перемещается вначале вниз к призабойной зоне и сам пласт. Затем, отражаясь от них, возвращается к устью скважины и так далее, повторяя циклы репрессионных и депрессионных гидравлических ударов на призабойную зону пласта и пласт. Скорость распространения волны близка к значению 1000-1400 м/с. Амплитуда колебаний возрастает с увеличением начального значения устьевого давления (Руст) и достигает 1,5 (Руст) в максимуме и в минимуме 0,3 (Руст) в периоде первого колебания стоячей волны. В последующие периоды амплитуды колебаний уменьшаются (до 6-20 раз) и достигают нулевого значения. Количество колебаний тем меньше, чем сильнее скважина закольматирована. В последующем, при очистке пласта от продуктов гидроразрыва и загрязнений количество колебаний увеличивается в 2 и более раз.

Энергия стоячей волны расходуется не только на депрессионные и репрессионные удары на призабойную зону пласта и зумпф, но и на трение о стенки насосно-компрессорных труб при движении ее по полости. Экспериментально установлено, что в насосно-компрессорных трубах с уменьшением диаметра число колебаний существенно уменьшается. Поэтому в скважинах с меньшей приемистостью диаметр применяемых насосно-компрессорных труб должен быть больше, чем в высокопродуктивных. Стоячая волна практически не оказывает какого-либо существенного воздействия на обсадную колонну 9, расположенную в скважине выше воронки, по той причине, что, во-первых, амплитуда колебаний стоячей волны при выходе ее из насосно-компрессорных труб в обсадную колонну будет меньше в затрубном пространстве, из-за увеличения площади поперечного сечения обсадной колонны в сопоставлении с площадью насосно-компрессорных труб; во вторых - она дополнительно будет снижена из-за существенных потерь в малом зазоре между воронкой и обсадной колонной. Амплитуда воздействия на призабойную зону пласта будет наибольшей на нижнем срезе воронки и чуть ниже ее, а именно, в переходной зоне трансформации больших значений амплитуд колебаний давления при выходе стоячей волны из полости насосно-компрессорных труб до малых их значений - при входе в полость обсадной колонны. В этой связи для повышения успешности обработки пласта и для селективной обработки отдельных участков интервала перфорации воронку необходимо устанавливать напротив требуемого участка интервала перфорации. Для усиления селективности обработки на отдельном интервале перфорации на нижней части колонны перед воронкой дополнительно устанавливают хвостовик меньшего диаметра, чем у насосно-компрессорных труб. В хвостовике амплитуда колебаний (давление) по сравнению с остальной частью колонны будет больше, следовательно, воздействии на призабойную зону возрастет. Использование хвостовика позволяет регулировать количество и амплитуду колебаний. Гидроудары производится в высокопродуктивном пласте, который связан с малопродуктивными. Использование высокопродуктивного пласта как волновода и проводника позволяет создавать трещины в 3-х мерном пространстве и подключить в разработку недренируемые запасы. При репрессионном-депрессионном воздействии на пласт из-за большей амплитуды репрессионной полуволны по сравнению с депрессионной продукты пласта могут "проталкиваться" вглубь призабойной зоны. Для исключения нежелательного эффекта прерывают стоячую волну в первый период колебаний, а именно в момент наибольшей амплитуды депрессионной полуволны. С этой целью повторно открывают прерыватель в минимуме показаний манометра, установленного на задвижке, и некоторое время изливают жидкость из скважины в желобную емкость (фиг.4). В этот момент депрессионная амплитуда колебаний стоячей волны складывается с депрессионным давлением пласта и продукты из пласта 8 вместе с пластовой жидкостью передвигаются к скважине и попадают в полость насосно-компрессорных труб. Затем проводят обратную промывку для того, чтобы при гравитационном оседании продукты не попали в обсадную колонну 9 ниже воронки, а затем и в зумпф скважины.

Процесс обработки заканчивают при отсутствии в пробах механических примесей, асфальтосмолистых веществ. Окончательный контроль проводят по уровню значений продуктивности до и после обработки.

Пример.

1 2

Коллектор Карбонатный

Глубина добывающей скважины 1200 м

Диаметр эксплуатационной колонны 146 м

Интервал перфорации:

Малопродуктивного пласта 1180-1184 м

Высокопродуктивного пласта 1184-1190 м

Диаметр насосно-компрессорных труб 83 мм

Глубина спуска насоса марки НГН-2-56 800 м

Глубина спуска башмака НКТ 1100 м

Проницаемость пласта:

малопродуктивного 50 мкм²

высокопродуктивного 300 мкм²

Давление разрыва (на забое):

малопродуктивного 26 МПа

высокопродуктивного 23 МПа

Вязкость пластовой нефти 15 мПа·с

Давление на устье скважины в начале нагнетания жидкости

разрыва 12 МПа

Давление столба жидкости разрыва 18 МПа

Давление, создаваемое за счет кинетической энергии

движущей жидкости разрыва 5 МПа

1 2

Плотность жидкости разрыва 1500 кг/м³

Объем вязкоупругого раствора (сшитая полимерная система) 6 м³

Объем продавочной жидкости 10 м³

Объем закачки жидкости разрыва (эмульсия соляной кислоты

в нефти) 20 м³

Дебит скважины по нефти до проведения операций 0,1 т/сут

Дебит скважины по нефти после проведения операций 10 т/сут

Обводненность продукции скважин до проведения операций 95%

Обводненность продукции после проведения операций 33%

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем. Комплексный подход к гидравлическому разрыву пласта позволяет продлить рентабельную добычу нефти и отобрать за три года дополнительно 9400 т нефти, увеличить на 12,5% нефтеизвлечение пласта в районе скважины и снизить обводненность добываемой продукции. Затраты на проведение мероприятий с учетом расходов на подъем, транспорт и подготовку нефти составляют 800 тыс.руб. Ценность дополнительно добытой нефти составляет 9,4 тыс.т • 3 тыс.руб/т = 28,2 млн.руб. Прибыль от проведения операций по подключению нефтенасыщенной части пласта в разработку составляет 27,4 млн.руб.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта залежи, находящейся на различной стадии разработки. Обеспечивает увеличение извлечения нефти из пласта. Сущность изобретения: по способу проводят спуск и установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Осуществляют закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва с определенным темпом и давлением и создание гидроударов. Перед закачкой жидкости разрыва производят углубленное вторичное вскрытие высокопродуктивной части пласта. Устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком и с воронкой в нижней части. Закачивают оторочку вязко-упругого состава и проталкивают ее до местоположения создаваемых трещин. Нагнетают в колонну насосно-компрессорных труб жидкость разрыва, причем в начальный период с увеличенным темпом. Создают гидроудары путем остановки потока жидкости разрыва с поверхности. Через эту же скважину производят вынос продуктов пласта. 4 ил.

Способ гидравлического разрыва пласта, 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, отличающийся тем, что 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.