СПОСОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИМПУЛЬСНОГО ГИДРОРАЗРЫВА КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 2012 года по МПК E21B43/26 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве карбонатного пласта.

Известен способ разупрочнения мерзлых горных пород (патент RU №2012790, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 15.05.1994 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора соляной кислоты без закачки проппанта.

Данный способ позволяет образовать в пласте зоны с высокой проницаемостью, при этом способ не имеет недостатков, связанных с использованием проппанта, однако продуктивность скважин с течением времени быстро снижается, в связи с чем эффективность способа невелика.

Также известен способ гидроразрыва нефтяного пласта (патент RU №2151864, МПК 8 Е21В 43/ 26, опубл. 27.06.2000 г., бюл. №18), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты, при этом в качестве раствора кислоты используют раствор глинокислоты, раствор глинокислоты закачивают с постепенным снижением давления закачки, перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки, после закачки раствора глинокислоты и пресной воды скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, дороговизна осуществления способа, так как высокие гидравлические давления, возникающие при гидроразрыве пласта, требуют привлечения для осуществления способа большого количества насосных агрегатов и дорогостоящего оборудования;

- во-вторых, при достижении высоких давлений в процессе закачки жидкости гидроразрыва (39 МПа) происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к образованию масштабной трещины, как правило, единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации и, как следствие, к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ осуществления импульсного гидроразрыва (патент RU №2392425, МПК 8 Е21В 43/ 26, опубл. 20.06.2010 г., бюл. №17), включающий закачивание в полость скважины жидкости, формирование перепадов давления между призабойной зоной и полостью путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны движения массы жидкости, образующейся при периодическом открывании полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, и повышения давления с применением вентилей, один из которых - вентиль слива жидкости, соединяет полость скважины со сливной емкостью, второй - долива жидкости - с источником жидкости, находящейся под давлением, открывание и закрывание полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, осуществляют вентилем слива жидкости, повышают давление в скважине соединением устья скважины с источником жидкости, находящейся под давлением, путем открытия вентиля долива жидкости, причем предварительно оценивают время перемещения волны движения массы жидкости от устья до призабойной зоны и длительность расширения и смыкания трещин пласта, устанавливают в полости скважины исходное давление, при котором трещины пласта сомкнуты, затем вентиль долива жидкости открывают на время, в течение которого волна движения массы жидкости достигает призабойную зону и воздействует на трещины пласта, затем закрывают вентиль долива жидкости и открывают вентиль слива жидкости для снижения давления в скважине до величины исходного.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность гидроразрыва пласта (ГРП), связанная с тем, что импульсы, создаваемые с устья скважины, регулируются открытием-закрытием вентилей, что не позволяет создавать импульсы с коротким промежутком времени, это в свою очередь не позволяет трещинам раскрыться разнонаправленно по азимуту так, чтобы они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти;

- во-вторых, образовавшаяся трещина не протравливается кислотой, а это приводит к тому, что трещины смыкаются и продуктивность с течением времени быстро снижается;

- в-третьих, в процессе ГРП создаются высокие давления и проводить манипуляции на устье скважин с открытием-закрытием вентилей в это время небезопасно для обслуживающего персонала, кроме того, межколонное пространство не защищено пакером, что может привести к повреждению эксплуатационной колонны, и запрещено правилами техники безопасности;

- в-четвертых, незначительная продолжительность сохранения продуктивности или приемистости пласта после проведения гидроразрыва пласта, связанная с отсутствием протравливания трещин, раскрывшихся во время гидроразрыва и последующего качественного освоения пласта, в котором произвели ГРП.

Задачами изобретения являются повышение эффективности проведения импульсного ГРП карбонатного пласта путем оптимального расширения трещин в карбонатных породах с возможностью создания высокопроницаемой зоны в пласте, а также исключение манипуляций с вентилями на устье скважины в процессе ГРП с защитой межколонного пространства от действия высоких давлений в процессе ГРП и увеличение продолжительности сохранения продуктивности пласта за счет протравливания образовавшейся в процессе ГРП раствором кислоты с последующим его качественным освоением.

Поставленная задача решается способом осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости.

Новым является то, что перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше - пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКТ устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15% раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.

На фигуре изображена схема реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Перед осуществлением способа в зависимости от давления раскрытия трещин производят регулировку параметров работы генератора импульсов 1 (см. фиг.), то есть подбирают оптимальный режим (частоту колебаний, амплитуду) движения массы жидкости при импульсном гидроразрыве карбонатного пласта 2.

Известно, что с увеличением расхода жидкости увеличивается частота колебаний жидкости, при этом внутренний диаметр - d генератора импульсов 1 остается неизменным. Увеличить амплитуду колебаний импульсного воздействия при гидроразрыве пласта и соответственно перепад давлений в процессе гидроразрыва карбонатного пласта можно, увеличив жесткость пружины 3 генератора импульсов 1, и, наоборот, уменьшить амплитуду колебаний импульсного воздействия при гидроразрыве карбонатного пласта 2 и соответственно перепад давлений можно, уменьшив жесткость пружины 3.

В качестве генератора импульсов 1 может применяться любое известное устройство, например устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU №2400615, МПК Е21В 28/00; Е21В 43/25, опубл. 27.09.2010 г., бюл. №27), при этом подбирают внутренний диаметр - d и жесткость пружины 3 генератора импульсов 1 так, чтобы при определенном расходе жидкости и давления создать требуемую частоту колебаний и амплитуду импульсов, подбираемую при стендовых испытаниях.

Например, давление раскрытия трещин карбонатного пласта 2 составляет 20 МПа. Тогда регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фиг. не показано) устанавливаем амплитуду колебаний импульсного воздействия при ГРП карбонатного пласта 2 на 20-25% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. (20-25%)×20 МПа=24-25 МПа.

После чего перед спуском в скважину колонны НКТ 4 (см. фиг.), например колонны НКТ диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, на ее нижнем конце размещают генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5 и спускают в скважину 6, например эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 устанавливают сбивной клапан 6.

Колонну НКТ 4 в скважине 7 размещают так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5-2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего производят посадку пакера 5 на расстоянии Н=10-15 м выше кровли карбонатного пласта 2. Герметизируют затрубное пространство колонны НКТ 4 скважины 7 посадкой пакера 5. В качестве пакера 5 может использоваться пакер любой известной конструкции, например пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 герметизируют и снабжают ее трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязывают с насосным агрегатом 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление, например с цементировочным агрегатом ЦА-320М.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата устанавливают компенсатор гидропульсаций 11 любой известной конструкции, например компенсатор гидропульсаций марки КГ 1,0/20 ВЕ бурового насоса. Компенсатор гидропульсаций 11 в процессе ГРП предохраняет насосный агрегат 10 от повреждений и гарантирует проведение ГРП.

Закрывают затрубную задвижку 12, открывают трубную задвижку 8 и производят гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25%. В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применяют любую известную жидкость разрыва: сточную воду с плотностью ρ=1000 кг/м³ или линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжают в течение 20-30 мин, например, в объеме 30-35 м³, при этом создаются мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 25 МПа, что способствует раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, чтобы они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее производят закачку в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 производят закачку кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V принимают равным 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. Например, перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляет 7 м, тогда: V=1,3-2 м³ × 7=9,1-14 м³, примем V=12 м³.

После чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбрасывают груз, например кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушает сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединяется с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5.

После чего в колонну НКТ 4 спускают сваб на канате (на фиг. не показано) и с помощью геофизического подъемника, например, марки ПКС-5 производят освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойную зону 13. Освоение свабированием по колонне НКТ, в отличие от других методов освоения, позволяет эффективно и в кротчайшие сроки извлечь продукты реакции кислоты с породами из раскрывшихся трещин карбонатного пласта 2.

После чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ 4 из скважины 7.

Примеры практического выполнения способа

Пример 1

Опытным путем установили, что давление раскрытия трещин карбонатного пласта 2 составляет около 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 20% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 20 МПа+(20%×20 МПа)/100%=24 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=10 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 20 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24 МПа), 10% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 7 м, тогда: V=1,3 м³ × 7=9,1 м³, округленно приняли V=10 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 2

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фиг. не показано) установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 23% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,7 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 25 мин, в объеме 32 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,6 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,6 МПа), 12% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,5 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 10 м³, тогда: V=1,5 м³ × 10=15 м³, приняли V=15 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 3

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 25% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 25 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=15 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 25 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 30 мин, в объеме 35 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 25 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), 15% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,7 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 12 м, тогда: V=1,7 м³ × 12=20,4 м³, приняли V=20 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 4

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 18% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 23,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=15 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 23,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 35 мин, в объеме 35 м³, при этом гидроразрыва пласта не произошло. Подняли давление закачки с 23,6 МПа до 25 МПа путем увеличения расхода закачки жидкости разрыва и произвели закачку еще 20 м³ жидкости разрыва в течение 15 мин. При этом произошел гидроразрыв пласта.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), 14% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 15 м, тогда: V=1,3 м³ × 15=19,5 м³, приняли округленно V=20 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

При этом общее время, затраченное на производство работ на скважине, составило 2 часа, включая подготовительно-заключительные работы - ПЗР, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты.

Пример 5

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 30% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. = 26 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,7 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=13 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели закачку жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 26 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 20 мин, в объеме 30 м³, при этом произошел прорыв верхних и нижних ограничивающих пластов с развитием трещины гидроразрыва в водоносную часть пласта, при этом давление упало до 18 МПа. Дальнейшее производство работ на скважине прекратили.

Пример 6

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 22% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,4 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,4 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 23 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,4 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,4 МПа), 8,5% раствор соляной кислоты (по ГОСТ 857-95). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 2,5 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 10 м, тогда: V=2,5 м³ × 10=25 м³, приняли V=25 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. При этом возросла продолжительность извлечения отреагированной кислоты при свабировании скважины, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 7

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 23% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 23 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,6 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,6 МПа), 25,2% раствор соляной кислоты (по ГОСТ 857-95). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 12 м, тогда: V=2 м³ × 12 = 24 м³, приняли V=24 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7. После подъема колонны НКТ с генератором импульсов выяснилось, что генератор импульсов вышел из строя по причине разъедания внутренних частей генератора при прокачке через него кислоты высокой концентрации.

Пример 8

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 20% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 15 мин, в объеме 30 м³. При этом гидроразрыва пласта не происходило. Продолжили закачку жидкости еще в течение 10 мин, в объеме 20 м³, при этом произошел гидроразрыв пласта.

При этом общее время, затраченное на производство работ на скважине, составило 1,3 часа, включая подготовительно-заключительные работы - ПЗР, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24 МПа), 10% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 8 м, тогда: V=1,3 м³ × 8=10,4 м³, округленно приняли V=10 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7. После подъема колонны НКТ с генератором импульсов выяснилось, что генератор импульсов вышел из строя по причине разъедания внутренних частей генератора при прокачке через него кислоты высокой концентрации.

При выполнении опытно-промысловых работ были выбраны оптимальные параметры гидравлического разрыва пласта, а именно: давление импульсной закачки жидкости разрыва должно быть на 20-25% больше давления раскрытия трещин, закачка должна продолжаться в течение 20-30 мин, после чего необходимо провести закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применить 10-15% раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³.

Реализация предложенного способа позволит повысить эффективность проведения импульсного ГРП путем оптимального расширения трещин в карбонатных породах с возможностью создания высокопроницаемой зоны в пласте, а также исключает манипуляции с вентилями на устье скважины в процессе ГРП, а герметизация межколонного пространства от действия высоких давлений в процессе ГРП исключает повреждение эксплуатационной колонны в скважине, а протравливание образовавшейся в процессе ГРП трещины раствором кислоты с последующим освоением по колонне НКТ свабированием увеличивает продолжительность сохранения продуктивности пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве карбонатного пласта. Обеспечивает упрощение способа и повышение его эффективности за счет увеличения продолжительности сохранения продуктивности пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости. Затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, а на конце колонны НКТ размещают генератор импульсов. Выше генератора импульсов, но ниже пакера в составе колонны НКТ устанавливают сбивной клапан. На устье скважины для защиты насосного агрегата от скачков высокого давления на его нагнетательной линии устанавливают компенсатор гидропульсаций. Гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин. После этого производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15% раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. После этого скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ. Затем производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины. 8 пр., 1 ил.

Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессориых труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости, отличающийся тем, что перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКT устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15%-ный раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.