Устройство и способ газогидродинамического разрыва продуктивных пластов для освоения трудноизвлекаемых запасов (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин при освоении трудноизвлекаемых запасов. Устройство для газогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин включает геофизический кабель для спуска устройства и состоит из приборной головки, грузонесущей основы в виде металлической штанги, на которой смонтирован газогенерирующий заряд с манометрическим блоком. Газогенерирующий заряд представлен высокоэнергетическим твердотопливным составом недетонирующего типа в виде шашек с внешним диаметром 36…110 мм при длине 500…1500 мм с осевым каналом диаметром 14...28 мм и электрическим воспламенителем. В процессе горения газогенерирующего заряда обеспечивается скорость увеличения давления не менее 100 МПа/с при достижении максимального давления в 2…4 раза выше гидростатического. Динамику изменения давления региструют автономным цифровым манометром в режиме реального времени с дискретностью 7,0…10,0 тысяч измерений в секунду. При этом для снижения аварийности работ и обеспечения продвижения газогенератора в вертикальных и наклонных скважинах с зенитным углом до 70° применен геофизический кабель многослойной конструкции с разрывной прочностью 120…160 кН и диаметром 12…18 мм. Техническим результатом является повышение эффективности вовлечения в разработку нефтесодержащих зон с малоподвижной нефтью. 4 н.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр., 4 прил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин при освоении трудноизвлекаемых запасов, обеспечивает высокую эффективность за счет циклического применения газогенерирующих устройств, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле, путем создания газогидродинамического воздействия на продуктивный пласт в управляемом и контролируемом технологическом режиме при концентрации энергии в перфорированной зоне за счет оптимизации массы и времени горения газогенерирующего заряда при скорости увеличения давления в скважине более 100 МПа/сек для создания импульса давления выше горного с целью раскрытия существующих и создания новых трещин в пласте при регистрации динамики изменения давления автономными цифровыми системами при частоте отсчетов 7,0-10,0 тыс/с с целью документирования и оценки завершенности разрыва пласта по амплитудным и волновым параметрам газогидродинамического процесса в скважине.

Известен метод гидравлического разрыва пласта (ГРП), широко применяемый в производственной практике для восстановления и увеличения продуктивности скважин, фильтрационные свойства которых в прискважинной зоне пласта ухудшены в процессе строительства, освоения и эксплуатации. Сущность ГРП заключается в том, что в скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3,0 раза, закачивают жидкость, в результате чего в прискважинной зоне пласта раскрываются существующие трещины и образуются новые. Для предотвращения смыкания этих трещин в них вводят крупнозернистый песок. В результате продуктивность скважины значительно повышается [1]. Однако, несмотря на эффективность, эта технология является трудоемкой, дорогостоящей и не всегда дает ожидаемые результаты.

Изобретение относится к устройствам, использующим режим горения твердых энергоносителей в виде утилизированного ракетного топлива или высокоэнергетических смесевых составов недетонирующего типа. Отечественной промышленностью освоено производство пороховых зарядов различных типоразмеров длиной от 500 до 1800 мм, диаметром от 42 до 100 мм и массой от 2 до 32 кг [1, стр.238]. Эффективность воздействия таких устройств с целью разрыва, термогазохимической обработки продуктивного пласта и оценки завершенности технологического процесса зависит от множества факторов, прежде всего от амплитуды и динамики нарастания и снижения создаваемого в зоне горения импульса давления и общей длительности воздействия, определяющих количество и протяженность создаваемых трещин, от технологического режима и информационного сопровождения производства работ.

Известны многочисленные аналоги устройств - газогенераторы на твердом топливе, опускаемые в скважину на кабеле и отличающиеся конструкцией и возможностями воздействия на пласт, позволяющие в широких пределах изменять динамику увеличения нагрузки на горные породы и создавать напряженное состояние в пласте со скоростью до 10⁴ МПа/с. При ГРП обеспечивается скорость увеличения нагрузки на пласт не более 1 МПа/с.

Известен «Газогенератор на твердом топливе с регулируемым импульсом давления для стимуляции скважин» [2]. Поставленная задача изобретения решается тем, что между воспламенительным зарядом и бронированными с внешней поверхности зарядами размещены небронированные трубчатые заряды с большой начальной поверхностью горения. После сгорания всех небронированных зарядов давление несколько уменьшается, а затем снова достигает максимального значения вследствие прогрессивного характера горения бронированных зарядов, обеспечивая увеличение продолжительности силового воздействия на пласт, при этом плавно снижая давление до начального [2].

В качестве недостатка данного газогенератора следует отметить, что для увеличения скорости нарастания давления применены высокоопасные воспламенительные устройства детонационного действия с взрывным патроном и детонирующим шнуром, не обеспечивается требуемая динамика разгрузки пласта для наиболее эффективного достижения поставленной цели; отсутствие информационного сопровождения для контроля и оценки завершенности технологического процесса.

Известен «Заряд бескорпусной секционный для газогидравлического воздействия на пласт» [3]. Устройство состоит из узла воспламенителя и секций заряда, изготовленных из составов, обеспечивающих горение в водной, водонефтяной и кислотной средах, и может иметь одну или несколько воспламенительных секций и оснастку с деталями для сбора секций заряда, пропущенных через центральный канал каждой секции. Оснастка представляет собой составную штангу с конусами-центраторами обтекаемой формы для стягивания и поджатия секций заряда вплотную друг к другу. Секции заряда не имеют защитного покрытия. Это обеспечивает горение по всей поверхности заряда. Конфигурация центрального канала имеет форму с развитой поверхностью горения для обеспечения заданного времени горения и давления для гидроразрыва пласта. Для регистрации параметров давления, температуры во времени и привязки по глубине места установки прибора в скважине по локатору муфт предусмотрен измерительный блок, имеющий электрическую связь с наземным пультом.

К недостаткам, снижающим эффективность применения данного газогенератора, следует отнести отсутствие регламентирующих условий по применению в зависимости от состояния вторичного вскрытия и оценки успешности завершения газогидравлического воздействия на пласт и низкая надежность измерительного блока в гидродинамических условиях при работе газогенератора.

Интересен «Заряд бескорпусной секционный для газодинамического воздействия на пласт» [4], отличающийся от предыдущего заряда [3] наличием проходного полого канала внутри штанг и соединительных муфт вдоль их центральной оси для размещения электрических линий узла воспламенения и электронного блока, закрепляемого на штанге ниже заряда газогенератора. Положительным решением в конструкции газогенератора является размещение электронного блока на штанге ниже заряда, однако наличие проходного канала диаметром 6-8 мм для размещения электрических проводов снижает прочность штанговой оснастки, усложняет монтаж, требует применения многожильных геофизических кабелей, увеличивая при этом аварийность проведения работ, особенно при наборе девяти и более пороховых секций заряда.

Известны «Способы газогидравлического воздействия на пласт» [5, 6], реализующие применение устройства по патенту [4], отличающиеся тем, что для осуществления разрыва пласта проводят несколько последовательных операций воздействия на пласт с регистрацией режима работы заряда и подбором массы секций заряда при первом спуске такой, чтобы обеспечить в интервале обрабатываемого пласта давление, превышающее предел прочности горных пород для создания трещин в пласте и обеспечения гидродинамической связи со скважиной. Для последующих воздействий определяют массу заряда такой, чтобы обеспечить в интервале обрабатываемого пласта давление, достаточное для развития и углубления трещин, образованных при первом сжигании секций заряда. По изменению амплитудных параметров давления во время горения первого и последующих зарядов судят о характере воздействия на пласт и о реакции призабойной зоны на воздействие.

В способе по патенту [6] при подборе массы сжигаемых зарядов учитывают глубину залегания обрабатываемого пласта, его длину и количество перфорационных отверстий, при этом массу каждого последующего заряда увеличивают путем увеличения длины штанги и заряда.

Основным недостатком приведенных способов газогидравлического воздействия на пласт является отсутствие критериев для оценки завершенности воздействия на пласт и обоснования необходимости продолжения работ. Увеличение массы заряда путем увеличения длины его приводит к увеличению аварийности работ.

Известен «Способ газогидравлического воздействия на пласт» [7], включающий проведение глубокопроникающей перфорации, применение устройств по патентам [3] или [4] с обеспечением герметизации сочленений секций заряда и проходных отверстий рассеивателя с целью использования внутренней полости заряда и рассеивателя для размещения вещества, оказывающего одновременно с газодинамическим воздействием дополнительное воздействие для развития и очистки трещин или закрепления их кварцевым песком, для снижения вязкости нефти или увеличения проницаемости пласта пенообразующими составами. Совмещение газодинамического воздействия на пласт с другими методами интенсификации нефтепритока несомненно представляет практический интерес. Однако рекомендуемого патентом объема интенсифицирующих веществ, размещаемого во внутренней полости заряда с учетом реальной возможности доставки в зону пласта через перфорационные отверстия в процессе горения заряда, явно недостаточно для получения ожидаемого результата. Кроме того, заполнение внутренней полости сыпучим или гелеобразным веществом в процессе монтажа заряда в полевых условиях с обеспечением необходимой герметизации торцевых соединений является трудоемким и нетехнологичным.

Довольно близким аналогом изобретения является «Способ газодинамического воздействия на пласт и устройство для его осуществления» [8].

Способ газодинамического воздействия на пласт, включающий проведение глубокопроникающей перфорации в интервале обрабатываемого пласта, сборку бескорпусного секционного заряда с оснасткой путем пропуска полой составной штанги через центральный канал секций заряда, стягивания и поджатия секций заряда вплотную друг к другу муфтами-центраторами, соединение каротажного кабеля с блоком электроники, сжигания заряда в интервале перфорации, осуществления контроля горения в режиме реального времени и регистрации характеристик режима работы заряда, таких как температура и давление в скважинной жидкости в интервале воздействия на безопасном расстоянии от заряда, отличающийся тем, что осуществляют регистрацию температуры и давления выше зоны горения заряда с частотой 0,5 мс и, дополнительно, регистрацию давления непосредственно в зоне горения заряда, для чего в нижней части блока электроники размещают дополнительный датчик давления, а полую составную штангу против заряда выполняют с радиальным отверстием, по меньшей мере одним, для газогидродинамической связи зоны горения заряда через полость составной штанги и ее радиальное отверстие с зоной размещения дополнительного датчика давления, при этом по максимальным значениям давлений, измеренным выше зоны горения заряда и непосредственно в зоне горения, разнице этих давлений оценивают энергию импульса давления, затраченную на разрыв пласта и энергию импульса давления, попавшего в ствол скважины, сопоставляют эти данные, и по подъему и спаду давлений и температуры судят об эффективности воздействия на пласт - осуществленном или неосуществленном локальном разрыве пласта, оценивают необходимость повторного воздействия на пласт и необходимую для этого энергию, при повторном воздействии и регистрации вышеупомянутых параметров оценивают изменение этих параметров от одного воздействия к другому и характер этих изменений, по которым судят об увеличении радиуса локального разрыва пласта и необходимости проведения последующих воздействий на пласт.

Способ предусматривает локализацию интервала воздействия на обрабатываемый пласт путем использования в оснастке заряда против выбранного интервала зоны перфорации муфт-центраторов, близких к внутреннему диаметру обсадной колонны.

К недостаткам данного способа следует отнести сложность оценки эффективности воздействия на пласт и осуществления локального разрыва пласта по регистрируемым параметрам давления и температуры с помощью предлагаемого электронного блока с отдельной линией электросвязи с наземным блоком и гидравлических каналов для дополнительных датчиков, недостаточная частота проведения замеров; наличие внутреннего канала в штангах снижает их прочность и при увеличении диаметра муфт-центраторов непременно приводит к аварийным ситуациям; несовершенство монтажа электровоспламенительной системы вызывает частые отказы; устройство и способ не предусматривают возможность применения в наклонных и горизонтальных скважинах.

Наиболее близким аналогом изобретения является «Устройство с пороховым зарядом для стимуляции скважин и способ его осуществления» [9]. Устройство с пороховым зарядом для стимуляции скважин, содержащее соединенный с геофизическим кабелем пороховой заряд, состоящий из твердотопливных элементов, выполненных из неметаллизированного баллиститного или смесевого твердого ракетного топлива в виде цилиндров с центральным круглым каналом, отличающиеся тем, что твердотопливные элементы заряда закреплены на грузонесущем тросе, проходящем по центральным каналам или снаружи твердотопливных элементов, зазоры между которыми закрыты сгораемыми втулками, кроме того, твердотопливные заряды заключены в защитный кожух, а узел воспламенения выполнен в виде спирали накаливания, вмонтированной в один из твердотопливных элементов, или расположен с воспламенительным патроном вблизи геофизического кабеля, причем между геофизическим кабелем и зарядом имеется предохранительная штанга. Роль защитного кожуха может выполнять отрезок насосно-компрессорной трубы либо сами сгораемые втулки между зарядами.

Спираль накаливания устанавливают в кольцевой зазор на наружной поверхности твердотопливного заряда и заливают термостойким герметиком для предотвращения контакта спирали со скважинной жидкостью. Отходящие от спирали электрические провода изолированы от жидкости. Концы проводов соединяют с жилами геофизического кабеля и места соединений изолируют при сборке устройства перед спуском в скважину.

Устройство с обычным геофизическим кабелем применимо только для вертикальных скважин. Использование устройства с геофизическим кабелем по Патенту РФ №2105326 [10] в отличие от обычных кабелей обладает высокой прочностью (120…230 кН) и достаточно высокой жесткостью для продвижения твердотопливного заряда с оснасткой в горизонтальные участки скважин. Этот кабель состоит из трех и более изолированных токоведущих жил, покрытых двумя или тремя парами слоев брони с противоположно направленными повивами проволок в каждой паре, причем вторая и третья пара слоев брони изготовлены из проволоки, диаметр которой в 1,3…2,5 раза больше диаметра проволок первой пары слоев брони, при этом поверх каждой пары нанесено под давлением покрытие из пластичного клеящего материала, заполняющего промежутки между проволоками брони. Внешний диаметр кабеля составляет 12…32 мм.

К недостаткам устройства следует отнести сложность и несовершенство конструкции оснастки, отсутствие информационного сопровождения гидродинамического процесса работы устройства с пороховым зарядом, что исключает возможность оценки эффективности воздействия на пласт. Крешерный прибор, примененный для измерения максимального давления, не пригоден для решения этой задачи.

Задачей заявляемого изобретения является разработка конструкции газогенератора на твердом топливе и способа проведения газогидродинамического воздействия на продуктивный пласт в управляемом и контролируемом режиме для раскрытия существующих и создания новых трещин при естественном закреплении их частицами разрушенной горной породы с целью вовлечения в разработку нефтесодержащих зон с неподвижной нефтью, освоение которых существующими методами не удается.

Поставленная задача решается тем, что для газогидродинамического разрыва пласта нефтегазовых скважин применяется устройство бескорпусного типа, включающее геофизический кабель для спуска устройства, состоящее из приборной головки и грузонесущей основы, на которой смонтирован газогенерирующий заряд и регистратор давления, отличающееся тем, что газогенерирующий заряд представлен высокоэнергетическим топливным составом в виде шашек с внешним диаметром от 36 до 110 мм при длине от 500 до 1500 мм с осевым каналом диаметром от 14 до 28 мм и электрическим воспламенителем, обеспечивающими в процессе горения увеличение давления со скоростью не менее 100 МПа/с при гидростатическом давлении 5-35 МПа с регистрацией динамики изменения давления в режиме реального времени с дискретностью 7,0-10,0 тысяч измерений в секунду, при этом грузонесущая основа может быть «жесткой» или «полужесткой» конструкцией со степенью свободы продольной оси от 1-3° до 10-15° и более для прохождения участков скважин с зенитным углом более 40° при жесткой фиксации положения твердотопливных шашек на грузонесущей основе и автоматическом регулировании торцевого прижатия их при доставке в интервал продуктивного пласта с помощью грузодвижущего геофизического кабеля многослойной конструкции диаметром от 12 до 32 мм, обеспечивающего не только спуск устройства в вертикальную скважину, но проталкивание его в наклонно-направленные и горизонтальные скважины [10, 11, 12].

Для газогидродинамического воздействия на пласт применены твердотопливные газогенераторы давления с использованием утилизированных пороховых зарядов и высокоэнергоемких смесевых составов недетонирующего типа в виде шашек с внешним диаметром от 36 до 110 мм при длине от 500 до 1500 мм с осевым каналом диаметром от 14 до 28 мм и встроенным электрическим воспламенителем, позволяющие обеспечивать требуемую концентрацию энергии в перфорированной зоне пласта за счет оптимизации массы, длины и времени горения заряда, используя заряды соответствующего диаметра.

Для монтажа газогенератора применена грузонесущая основа «жесткой» конструкции в виде металлической штанги диаметром 14…24 мм для вертикальных скважин или полужесткой конструкции в виде отрезка геофизического кабеля диаметром 14…24 мм с многослойным бронировочным покрытием и степенью свободы продольной оси от 1-3° до 10-15° и более для прохождения искривленных участков при доставке в наклонно-направленные и горизонтальные скважины [10, 11, 12]. Подсоединение грузонесущей основы газогенератора к геофизическому кабелю для доставки в скважину осуществляется с помощью стандартных муфтовых соединений. Информационное обеспечение газогидродинамического разрыва пласта осуществляется с помощью автономных цифровых манометров, обеспечивающих регистрацию диаграмм давления в режиме реального времени с дискретностью до 8,0 тыс отсчетов в сек, отражающих амплитудные и волновые параметры гидродинамического процесса, по которым оценивается эффективность газогидродинамического разрыва пласта. Крепление автономного манометра может производиться на кабеле выше газогенератора или на грузонесущей основе ниже газогенератора.

Проведение работ по газогидродинамическому разрыву пласта рекомендуется на геофизическом кабеле с высокой разрывной прочностью (120…250 кН) и достаточно высокой жесткостью для продвижения газогенератора в горизонтальные участки скважин и предотвращения аварийных ситуаций. Этот кабель состоит из трех и более изолированных токоведущих жил, покрытых двумя или тремя парами слоев брони с противоположно направленными повивами проволок в каждой паре, причем вторая и третья пара слоев брони изготовлены из проволоки, диаметр которой в 1,3…2,5 раза больше диаметра проволок первой пары слоев брони, при этом поверх каждой пары нанесено под давлением покрытие из пластичного клеящего материала, заполняющего промежутки между проволоками брони. Внешний диаметр кабеля прокалиброван по всей длине в диапазоне 14…32 мм, причем на участке грузодвижущей части кабеля, предназначенном для работы в наклонной и горизонтальной частях скважины, начиная со второго или третьего слоя брони, до 75% проволок отсечены с равномерным смещением мест отсечения по длине участка при переходе от нижнего слоя к верхнему, а оставшиеся проволоки образуют армирующий каркас для полимерных оболочек с обеспечением снижения удельной плотности кабеля на данном участке до 30%, причем в верхнем слое брони проволоки могут быть уложены без отсечения по всей длине кабеля с равномерными промежутками между проволоками с уменьшением до 50% плотности укладки проволок в слое, при этом промежутки между проволоками заполнены полимерным материалом в процессе нанесения внешней полимерной оболочки [10, 11, 12].

Согласно заявленным вариантам устройства технический результат достигается тем, что применен способ газогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин, включающий установку газогенератора на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение газогенератора в действие и создание газодинамического импульса давления, отличающийся тем, что производится оценка качества вторичного вскрытия продуктивного пласта, и при поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами менее 1000 см²/м перфорированного интервала производится дополнительная перфорация кумулятивными или сверлящими перфораторами для обеспечения поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами до 2000 см²/м и более с последующим циклическим воздействием на продуктивный пласт путем неоднократного спуска газогенератора в интервал продуктивного пласта при последовательном увеличении массы заряда для газодинамического воздействия в управляемом и контролируемом режиме с обеспечением наибольшей концентрации энергии газогенератора в перфорированной зоне за счет оптимизации массы, длины и времени горения газогенерирующего заряда при скорости увеличения давления в скважине более 100 МПа/с для создания импульса давления выше прочности горных пород с целью раскрытия существующих и образования новых трещин в пласте при естественном закреплении их частицами горной породы в результате необратимой деформации ее [13] при циклической динамике воздействия импульсом давления без нарушения цементной крепи и эксплуатационной колонны с оценкой завершенности газодинамического разрыва пласта по амплитудным параметрам и времени затухания волнового процесса. Известно, что циклическая динамика нагружения горных пород импульсами давления наиболее эффективна для снижения прочности пород, их разрыва, раскрытия и создания новых трещин [14, стр.179].

Эффективность воздействия на пласт в значительной мере определяется гидродинамическим совершенством скважины. Известно, что при суммарной площади перфорационных отверстий более 25% общей поверхности трубы импульс давления через интервал перфорации проходит беспрепятственно. Уменьшение суммарной площади ниже указанного значения заметно трансформирует импульс давления по абсолютной величине и характеру воздействия. Гидродинамическое совершенство вскрытия пласта зависит не только от плотности перфорации, но и от глубины перфорационных каналов, расположения их по колонне, типа коллектора и других факторов [14, стр.174]. Поэтому до газогидродинамического воздействия производится оценка качества вторичного вскрытия продуктивного пласта по плотности перфорации и по поверхности вскрытия, и при поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами менее 1000 см²/м перфорированного интервала производится дополнительная перфорация кумулятивными или сверлящими перфораторами для увеличения поверхности вскрытия пласта до 2000 см²/м и более.

Управление режимом циклического воздействия предусматривает последовательное увеличение массы заряда газогенератора на 25…40% в зависимости от горно-геологических условий и технического состояния скважины при наибольшей концентрации энергии в перфорированной зоне пласта за счет оптимизации массы, длины и времени горения заряда, используя заряды большего диаметра, обеспечивая при этом снижение длины газогенератора, уменьшение отрицательного воздействия на эксплуатационную колонну, повышение технологичности и безопасности работ.

Применение утилизированных пороховых изделий и высокоэнергоемких смесевых составов недетонирующего типа на основе перхлората или нитрата калия и других газогенерирующих композиций, обеспечивающих в процессе горения высокие скорости увеличения давлений и разгрузки горных пород при циклической динамике воздействия регулируемой величиной заряда, обеспечивает уверенное раскрытие существующих и создание новых трещин в продуктивном пласте, отражаясь на затухании регистрируемого гидроволнового процесса. Время затухания в диапазоне 15…40 сек, соответствующее 1…3 периодам колебаний, принято в качестве основного показателя завершения процесса газогидродинамического разрыва пласта. Показатель раскрытия трещин по снижению величины давления принят на уровне 80% от максимальных значений.

Динамика изменения давления в скважине, отражающая весь технологический процесс газогидродинамического воздействия на продуктивный пласт от запуска газогенератора до полного затухания волновых колебаний, зафиксированная автономными цифровыми манометрами в режиме реального времени и являющаяся документальным подтверждением выполнения работ на скважине, приведена на фиг.1.

Физическая сущность газогидродинамического разрыва продуктивного пласта обусловлена высокоскоростным увеличением давления в зоне перфорированного интервала продуктивного пласта до достижении максимального давления в 2…4 раза выше гидростатического с длительностью действия до 1-2 с для раскрытия существующих и создания новых трещин при последующем высокоскоростном снижении давления для необратимого разрушения матрицы горных пород и естественного закрепления трещин с формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса с импульсами депрессии от 10 до 0,1 МПа и импульсами репрессии от 9 до 0,1 МПа и в инфразвуковом частотном диапазоне, обеспечивая вовлечение в разработку тупиковых (застойных) нефтенасыщенных участков, освоение которых существующими технологиями не удается. Явления локального прорыва растворенного углеводородного газа, деформации и разрушения матрицы горной породы, проявляющиеся в период интенсивного снижения давления в виде динамических проявлений длительностью 0,2-6,0 мс и амплитудой до 5-6 МПа, четко фиксируются на диаграммах давления, регистрируемых высокочастотными цифровыми манометрами в режиме реального времени в процессе работы газогенератора (Фиг.1).

Как следует из описания сущности изобретения, для обеспечения высокой продуктивности работы нефтегазовых скважин с вовлечением в разработку нефтесодержащих зон с неподвижной нефтью применены устройства с твердотопливными газогенерирующими зарядами с широкими функциональными возможностями по оптимизации массы и длины заряда в интервале продуктивного пласта для создания высокоскоростного импульса давления, кратно превышающего давление, необходимое для разрыва горных пород и создания новых трещин при последующем высокоскоростном снижении давления для разрушения матрицы горных пород и формирования депрессионно-репрессионного волнового процесса в комплексе с циклическим режимом выполнения работ и высокоэффективными кабельными средствами доставки этих устройств в вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные скважины.

Устройство по первому варианту изображено на фиг.2. Оно состоит из геофизического кабеля многослойной конструкции 13, кабельного наконечника 10, грузонесущей основы - металлической штанги 5, на которой смонтированы твердотопливные газогенерирующие шашки 3, с электровоспламенителем 11 и электрическим проводом 12. К нижнему концу штанги 5 с помощью соединителя 8 подсоединен автономный цифровой манометр 9. Газогенерирующие шашки центрируются на штанге с помощью центрирующих муфт 4, а концевые торцы центрируются полумуфтами 2 и обтекателями 1. Торцевое прижатие газогенерирующих шашек осуществляется с помощью муфты 6 и пружины 7.

Подготовка устройства к работе производится в следующей последовательности.

Производится подготовка грузонесущей основы - металлической штанги 5 по длине, соответствующей размещению расчетного количества выбранного типа газогенерирующих шашек 3. К штанге 5 подсоединяется кабельная полумуфта 10 с герметичным отводом электрического провода 12, устанавливается резьбовая муфта 6 с пружиной 7, верхний обтекатель 1 с центрирующей полумуфтой 2. Компоновка газогенератора производится путем размещения газогенерирующих шашек 3 на штанге 5 с расположением электровоспламенителя 11 между верхней и последующей шашкой с пропуском электрического провода 12 от воспламенителя по сквозному каналу верхней шашки через пружину 7 и муфту 6 к кабельному наконечнику 10. Другой провод от воспламенителя присоединяется к штанге в любом удобном месте. При монтаже на штанге между газогенерирующими шашками устанавливаются центрирующие муфты 4, а нижняя шашка закрепляется на штанге с помощью центрирующей полумуфты 2, обтекателя 1 и соединителя 8, к которому подсоединяется автономный цифровой манометр 9. К геофизическому кабелю 13 компоновка газогенератора в сборе подсоединяется с помощью кабельного наконечника 10. В таком виде устройство опускается в скважину.

Устройство работает следующим образом. После установки устройства в требуемый интервал перфорации согласно привязке к геологическому разрезу по гамма-методу электрический ток по геофизическому кабелю 13 через кабельный наконечник 10 и электропровод 12 подается на электровоспламенитель 11, с помощью которого осуществляется поджиг твердотопливных газогенерирующих шашек 3, в результате горения которых создается импульс высокого давления в зоне расположения устройства в скважине.

Устройство по второму варианту изображено на фиг.3. Оно состоит из грузодвижущего кабеля 13 с изменяющейся удельной плотностью по длине, геофизического прибора 10 в ударопрочном исполнении для электромеханического соединения с грузонесущей основой газогенератора и встроенным гамма-датчиком для привязки положения газогенератора к геологическому разрезу в наклонной или горизонтальной скважине с точностью до 0,1…0,2 метра по гамма-методу, грузонесущей основы - косы (отрезка) геофизического кабеля многослойной конструкции 5 со степенью свободы продольной оси от 1-3° до 10-15°, на которой смонтированы твердотопливные газогенерирующие шашки 3 с электровоспламенителем 11 и электрическим проводом к нему 12. Роль электрического провода к электровоспламенителю выполняет токоведущая жила кабеля грузонесущей основы. К нижнему концу грузонесущей основы 5 с помощью соединителя 8 подсоединен автономный цифровой манометр 9. Газогенерирующие шашки центрируются на штанге с помощью центрирующих муфт 4, а концевые торцы центрируются полумуфтами 2 и обтекателями 1. Торцевое прижатие газогенерирующих шашек осуществляется с помощью цанговой муфты 6 и пружины 7.

Производится подготовка грузонесущей основы - косы кабеля многослойной конструкции 5 по длине, соответствующей размещению расчетного количества выбранного типа газогенерирующих шашек 3. К косе 5 подсоединяется прибор 10, устанавливается цанговая муфта 6 с пружиной 7, верхний обтекатель 1 с центрирующей полумуфтой 2. Компоновка газогенератора производится путем размещения газогенерирующих шашек 3 на косе 5 с расположением электровоспламенителя 11 между нижней и последующей верхней шашкой с пропуском электрического провода 12 от воспламенителя по сквозному каналу нижней шашки через обтекатель 1 и соединитель 8 к нижнему концу кабельной грузонесущей основы 5. Другой провод от воспламенителя присоединяется к грузонесущей основе в любом удобном месте. При монтаже между газогенерирующими шашками устанавливаются центрирующие муфты 4, нижняя шашка закрепляется с помощью центрирующей полумуфты 2, обтекателя 1 и соединителя 8, к которому подсоединяется автономный цифровой манометр 9. Для спуска в скважину компоновка газогенератора в сборе подсоединяется с помощью геофизического прибора 10 к грузодвижущему геофизическому кабелю 13 [10, 11, 12].

Работа устройства осуществляется следующим образом. После установки устройства в требуемый интервал производится проверка положения газогенератора по гамма-датчику визуально или путем регистрации привязочной диаграммы и сопоставления ее с эталонной, подается электрический ток по геофизическому кабелю 13 через кабельный прибор 10 и токопроводящую жилу кабеля 12 грузонесущей основы 5 на электровоспламенитель 11, с помощью которого осуществляется поджиг твердотопливных газогенерирующих шашек 3 для создания импульса высокого давления в зоне расположения устройства в скважине.

При использовании устройства по первому варианту реализуется способ газогидродинамического разрыва продуктивного пласта в вертикальных и наклонно-направленных скважинах среднего радиуса кривизны, составляющего 140-220 метров при интенсивности искривления ствола скважины в интервале 10 метров - 0,3°…0,5°. Устройство устанавливается в намеченный интервал обработки. В соответствии с принципом работы устройства создают циклическое воздействие на продуктивный пласт путем последовательного спуска газогенератора в интервал продуктивного пласта при увеличении массы заряда для воздействия в управляемом режиме с обеспечением наибольшей концентрации энергии газогенератора в перфорированной зоне за счет оптимизации массы и времени горения газогенерирующего заряда для создания импульса давления выше прочности горных пород с целью раскрытия существующих и образования новых трещин в пласте при естественном закреплении их частицами горной породы.

С помощью устройства по второму варианту реализуют способ газогидродинамического разрыва продуктивного пласта в скважинах малого радиуса кривизны, составляющего 10-60 метров при интенсивности искривления ствола скважины в интервале 10 метров - 1°…5°, отличающийся тем, что создается воздействие на продуктивный пласт путем спуска газогенератора в интервал продуктивного пласта боковых и горизонтальных скважин с углом наклона до 90° и более с привязкой положения газогенератора к геологическому разрезу по гамма-методу для газогидродинамического воздействия на пласт в управляемом режиме с обеспечением требуемой концентрации энергии в наиболее проницаемой зоне для раскрытия существующих и образования новых трещин при естественном закреплении их частицами горной породы.

Устройство с использованием утилизированного ракетного топлива в виде цилиндрических шашек различного диаметра испытано в скважинных условиях с применением способа циклического воздействия на продуктивный пласт при последовательном увеличении массы заряда для газодинамического воздействия в управляемом режиме с обеспечением наибольшей концентрации энергии газогенератора в наиболее проницаемой перфорированной зоне за счет оптимизации массы и времени горения газогенерирующего заряда для создания импульса давления выше давления разрыва горных пород с целью раскрытия существующих и образования новых трещин в пласте при естественном закреплении их частицами горной породы с оценкой завершенности газодинамического разрыва пласта по амплитудным параметрам и времени затухания волновых процессов диаграмм давлений, зарегистрированных автономными цифровыми манометрами.

Результаты испытаний представлены в приложениях 1-4.

В приложении 1 приведены результаты испытания технологии газогидродинамического разрыва продуктивного пласта в скважине «А». В этой скважине в интервале обработки проведена дополнительная кумулятивная перфорация плотностью 10 отверстий на метр в комбинации 5БО+5ГП и 4-х цикловая обработка газогенератором давления диметром 70 мм с зарядами 9, 15, 18 и 21 кг. По всем циклам зарегистрированы диаграммы давления в реальном времени, наглядно иллюстрирующие информативность показателей, отражающих разрыв пласта. По параметру затухания разрыв пласта фиксируется уже на третьем цикле. Параметр изменения давления в данной скважине менее информативен, только на четвертом цикле зафиксировано снижение давления на уровне 16,7%.

В приложении 2 приведены результаты обработки скважины «Б». Приведенные диаграммы давления наглядно иллюстрируют динамику газогидродинамического процесса разрыва пласта. На первом цикле отсутствуют признаки раскрытия трещин. На втором цикле фиксируется увеличение давления и по затуханию волны наметились признаки раскрытия трещин. Третий цикл убедительно отражает разрыв пласта по времени затухания и снижению давления.

В приложении 3 приведены результаты испытаний газогенератора диаметром 110 мм, проведенных в скважине «В». В этой скважине параметр снижения давления неинформативен, а по времени затухания уже на первом цикле четко фиксируется раскрытие трещин в пласте.

В приложении 4 приведены результаты 3-х цикловой обработки скважины «Г» газогенератором диаметром 70 мм. Диаграммы давления по данной скважине подтверждают высокую информативность времени затухания волны для иллюстрации разрыва пласта. В данной скважине амплитудный параметр неинформативен, а по параметру затухания волны уже на первом цикле четко фиксируется разрыв пласта, являясь основанием для прекращения обработки этой скважины.

Приведенные результаты промысловых испытаний подтверждают существенное превосходство технических и технологических решений заявляемого изобретения над известными аналогами.

Источники информации

1. Добыча нефти и газа. Учебное пособие. Автор Абдуллин Ф.С. М.: Недра, 1983, с.216-223, 238.

2. Патент РФ №2175059, С2, 7 Е21В 43/263. Газогенератор на твердом топливе с регулируемым импульсом давления для стимуляции скважин. Крощенко В.Д., Грибанов Н.И., Гайворонский И.Н. и др. Заявл. 06.10.1999. Опубл. 20.10.2001. Бюл. №29.

3. Патент РФ №2178072, С1, 7 Е21В 43/263. Заряд бескорпусной секционный для газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Газизов Ф.М., Ефанов Н.М., Державец А.С. и др. Заявл. 23.10.2000. Опубл. 10.01.2002. Бюл. №1.

4. Патент РФ №2183740, С1, 7 Е21В 43/263. Заряд бескорпусной секционный для газодинамического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Газизов Ф.М., Ефанов Н.М. и др. Заявл. 22.08.2001. Опубл. 20.06.2002. Бюл. №17.

5. Патент РФ №2183741, С1, 7 Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Ефанов Н.М. и др. Заявл. 31.08.2001. Опубл. 20.06.2002. Бюл. №17.

6. Патент РФ №2187633, С1, 7 Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Ефанов Н.М. и др. Заявл. 28.08.2001. Опубл. 20.08.2002. Бюл. №23.

7. Патент РФ №2278252, С2, МПК Е21В 43/263. Способ газогидравлического воздействия на пласт. Падерин М.Г., Падерина Н.Г. и др. Заявл. 29.07.2004. Опубл. 20.06.2006. Бюл. №17.

8. Патент РФ №2345215, С1, МПК Е21В 43/263. Способ газодинамического воздействия на пласт и устройство для его осуществления. Падерин М.Г., Падерина Н.Г. Заявл. 27.11.2007. Опубл. 27.01.2009. Бюл. №3.

9. Патент РФ №2311530, С1, МПК Е21В 43/263. Устройство с пороховым зарядом для стимулирования скважин и способ его осуществления. Романович А.П., Пелых Н.М., Корженевский А.Г. и др. Заявл. 27.02.2006. Опубл. 27.11.2007. Бюл. №33.

10. Патент РФ №2105326, С1, 6 G01V 1/40, 3/18. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследования этих скважин. Корженевский А.Г., Корженевский А.А. и др. Заявл. 20.01.97. Опубл. 20.02.98. Бюл. №5.

11. Патент РФ №2138834, С1, 6 G01V 1/40, 3/18. Геофизический кабель (варианты) и способ исследования скважин. Корженевский А.Г., Корженевский А.А., Корженевская Т.А. Заявл. 25.12.98. Опубл. 27.09.99. Бюл. №27.

12. Патент РФ №2209450, С1, 7 G01V 1/52, 3/18, Н01В 7/18. Грузонесущий геофизический кабель (варианты) и способ исследования наклонных и горизонтальных скважин. Корженевский А.Г., Корженевский А.А., Корженевская Т.А. Заявл. 14.01.2002. Опубл. 27.07.2003. Бюл. №21.

13. Деформации горных пород. Издательство «Недра», Москва, 1966, с.49-66.

14. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Авторы: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Москва: «НЕДРА», 1994, с.174.

15. Материалы промысловых испытаний устройства и способа по заявленному изобретению. Приложения 1-4.

1. Устройство для газогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель для спуска устройства и состоящее из приборной головки, грузонесущей основы в виде металлической штанги, на которой смонтирован газогенерирующий заряд с манометрическим блоком, отличающееся тем, что газогенерирующий заряд представлен высокоэнергетическим твердотопливным составом недетонирующего типа в виде шашек с внешним диаметром 36…110 мм при длине 500…1500 мм с осевым каналом диаметром 14…28 мм и электрическим воспламенителем, обеспечивающими в процессе горения скорость увеличения давления не менее 100 МПа/с при достижении максимального давления в 2…4 раза выше гидростатического с регистрацией динамики изменения давления автономным цифровым манометром в режиме реального времени с дискретностью 7,0…10,0 тысяч измерений в секунду, при этом для снижения аварийности работ и обеспечения продвижения газогенератора в вертикальных и наклонных скважинах с зенитным углом до 70° применен геофизический кабель многослойной конструкции с разрывной прочностью 120…160 кН и диаметром 12…18 мм.

2. Устройство для газогидродинамического разрыва продуктивных пластов нефтегазовых скважин, включающее геофизический кабель для спуска устройства и состоящее из геофизического прибора в ударопрочном исполнении с гамма-датчиком, грузонесущей основы в виде металлической штанги или косы (отрезка) геофизического кабеля, на котором смонтирован газогенерирующий заряд с манометрическим блоком, отличающееся тем, что в качестве грузонесущей основы применен геофизический кабель многослойной конструкции со степенью свободы продольной оси от 1…3° до 10…15°, на котором смонтирован газогенерирующий заряд в виде твердотопливных газогенерирующих шашек с внешним диаметром 36…110 мм при длине 500…1500 мм с осевым каналом диаметром 14…28 мм и электрическим воспламенителем, обеспечивающими в процессе горения скорость увеличения давления не менее 100 МПа/с при достижении максимального давления в 2…4 раза выше гидростатического с регистрацией динамики изменения давления автономным цифровым манометром в режиме реального времени с дискретностью 7,0…10,0 тысяч измерений в секунду, при этом для снижения аварийности работ и обеспечения продвижения газогенератора в наклонно-направленные и горизонтальные скважины с зенитным углом до 90° и более применен геофизический кабель многослойной конструкции с изменяющейся удельной плотностью по длине и разрывной прочностью 100…25 0 кН и диаметром 12…32 мм.

3. Способ газогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин, включающий установку газогенератора на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, вскрытого перфорацией, приведение газогенератора в действие и создание газодинамического импульса давления, отличающийся тем, что производится оценка качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и при поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами менее 1000 см²/м перфорированного интервала производится дополнительная перфорация кумулятивными или сверлящими перфораторами для обеспечения поверхности вскрытия пласта до 2000 см²/м и более с привязкой расположения перфораторов и газогенератора к геологическому разрезу и последующим циклическим воздействием на продуктивный пласт путем спуска газогенератора в интервал продуктивного пласта для газогидродинамического воздействия в управляемом и контролируемом режиме при наибольшей концентрации энергии в перфорированной зоне за счет оптимизации массы и длины газогенерирующего заряда путем применения шашек большего диаметра для создания импульса давления в 1,4…3 раза выше давления разрыва пласта с целью раскрытия существующих и создания новых трещин в пласте с последующим формированием депрессионно-репрессионного волнового процесса с импульсами депрессии от 10 до 0,1 МПа и импульсами репрессии от 9 до 0,1 МПа в инфразвуковом частотном диапазоне для вовлечения в разработку тупиковых (застойных) нефтенасыщенных участков, при регистрации динамики изменения давления автономными цифровыми системами для документирования процесса и оценки завершенности разрыва пласта по времени затухания в диапазоне 10…40 с, соответствующего 1…3 периодам колебаний, и по снижению величины давления до 80% от максимальных значений, для чего применяют устройство по п.1.

4. Способ газогидродинамического разрыва продуктивного пласта наклонно-направленных и горизонтальных скважин, включающий установку газогенератора на геофизическом кабеле в интервале продуктивного пласта, приведение газогенератора в действие и создание газогидродинамического импульса давления, отличающийся тем, что производится оценка качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и при поверхности вскрытия пласта перфорационными каналами менее 1000 см²/м перфорированного интервала производится дополнительная перфорация кумулятивными или сверлящими перфораторами для обеспечения поверхности вскрытия пласта до 2000 см²/м и более, производится циклическое воздействие на продуктивный пласт путем спуска газогенератора в требуемый интервал на грузодвижущем геофизическом кабеле с привязкой к геологическому разрезу гамма-методом для газогидродинамического воздействия в управляемом и контролируемом режиме с целью создания импульса давления в 1,4…3 раза выше давления разрыва пласта для раскрытия существующих и создания новых трещин в пласте с последующим формированием волнового процесса с импульсами депрессии от 10 до 0,1 МПа и импульсами репрессии от 9 до 0,1 МПа в инфразвуковом частотном диапазоне для вовлечения в разработку тупиковых (застойных) нефтенасыщенных участков, при регистрации динамики изменения давления автономными цифровыми системами для документирования процесса и оценки завершенности разрыва пласта по времени затухания в диапазоне 10…40 с, соответствующего 1…3 периодам колебаний, и по снижению величины давления до 80% от максимальных значений, для чего применяют устройство по п.2.