Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта

Авторы патента:

E21B43/26 - формированием трещин или разрывов

E21B34/14 - приводимые в действие движением инструментов, например клапаны с гильзовым затвором, приводимые в действие поршнями или инструментами, спускаемыми в скважину на тросе

Владельцы патента RU 2702037:

Общество с ограниченной ответственностью "Вормхолс Внедрение" (RU)

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта. После проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачку пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненных со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а также предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличит добычу нефти. 7 з.п. ф-лы.

В дальнейшем при описании разработанного технического решения будет использован термин «поинтервальный». В рамках настоящей заявки он означает, что для предотвращения; заколонных перетоков ствол скважины разделен на изолированные интервалы с использованием пакеров, цементирования и т.д.

Известен (US, патент 5894888, опубл. 20.04.1999) способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае.

Известно (US, патент 6907936, опубл. 10.07.2003) применение системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами.

Недостатками известных технических решений являются: наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида; как следствие этого, необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ; невозможность закрытий портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих; ограниченно количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить; сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика; невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.

Известно (US, патент 7267172, опубл. 11.09.2007.) применение системы со скользящими (сдвижными) муфтами, активируемые с использованием специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. Известная система имеют множество различных модификаций.

Недостатками всех модификаций известной системы является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяю в любой последовательности многократно открывать/закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.

Недостатками данного способа так же стоит признать невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.

Известен (RU, патент 2668209 опубл. 26.09.2018 способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.

Недостатками известного устройства следует признать низкую эффективность и технологическую сложность.

Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.

Техническая проблема, решаемая путем использования разработанного способа, состоит в усовершенствовании технологии многрстадийного гидроразрыва пласта.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличению добычи нефти.

Для достижения указанного технического результата; предложено использовать разработанный способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта. При реализации способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненными со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.

Поинтервальное увеличение давления и закачка пропанта является известным способом для проведения гидроразрыва пласта и создания и поддержания трещин в породе. Основными проблемами после проведения гидроразрыва являются вынос пропанта при переключении скважин на добычу, что приводит к закрытию трещин и снижению добычи нефти, а так же прорывы воды и газа в скважины, в том числе по трещинам в результате дохождения трещин до водонефтяного или газонефтяного контакта. Использование набивного элемента позволит избежать выноса пропанта при добыче, средства мониторинга позволят своевременно определить места прорыва воды в скважину, а так же правильно освоить скважину при начале добычи. Впоследствии по результатам мониторинга принимается решение о переключении добычи через устройства контроля притока или о полной изоляции интервала при прорыве воды по этому интервалу, например.

При реализации способа могут быть использованы как пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, так и адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.

Для реализации разработанного способа при; проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, изначально поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.

После проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, скважину включают на добычу и поток перенаправляют из пласта через устройства контроля притока и фильтроэлемент. Это позволяет избежать выноса пропанта и регулировать приток таким образом, чтобы избежать прорывов воды или газа в скважину или их последствий после прорыва.

Предпочтительно, используют муфты/порты, установлены с возможностью полного перекрывания потока, несущего пропант, для полной изоляции интервалов. В случае прорыва воды в этом интервале (то есть из интервала поступает только вода без нефти) иногда бывает целесообразно полностью перекрыть интервал.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов. Это позволяет при необходимости дополнительно освоить интервалы для увеличения добычи, а так же своевременно определить места прорывы води или газа в скважину, при необходимости изолировать проблемные интервалы или переключить их на работу через устройства контроля притока. Так же данный способ позволит оптимизировать процесс проведения гидроразрыва пласта для того, что бы трещины не доходили до водонефтяного или газонефтяного контакта.

При реализации разработанного способа могут использовать набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров. Это приведет к значительному увеличению эффективности процесса гидроразрыва пласта за счет предотвращения выноса пропанта с потоком при добыче, что приведет к тому, что трещины не будут закрываться и будет образовываться высокопроницаемая фильтрационная подушка.

Примером реализации может служить стандартная ситуация: после проведения многостадийного гидроразрыва пласта идет обратный вынос пропанта, трещины значительно схлопываются и идет сильная обводненность добываемой жидкости; вследствие прорыва воды по одному из интервалов. При этом добыча нефти значительно упадет за счет закрытия трещин и за счет прорыва воды.

При установке закрывающихся муфт с устройствами контроля притока и фильтроэлементом, после проведения гидроразрыва пропант не будет выносится с потоком при добыче, мониторгинг притока позволит определить ту муфту/порт, через который поступает вода и в каком количестве. Если из данной муфты постапает только вода, может быть принято решение об закрытии этой муфты/порта, то есть об изоляции интервала. При этом добыча нефти не уменьшится.

1. Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта, отличающийся тем, что после проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненных со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта скважину включают на добычу и поток перенаправляют через устройства контроля притока и фильтроэлемент.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют муфты/порты, установленные с возможностью полного перекрывания потока для добычи или закачки пропанта для полной изоляции интервалов.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит колонну труб, гидравлический двигатель с герметизированным шпинделем, выходным валом, наддолотным переводником и долотом, два пакера, взаимодействующих с полостью повышенного давления, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения, соединенную с подпакерной зоной верхнего и нижнего пакера каналом подвода пассивной среды.

Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения // 2701675

Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС.

Способ переработки вулканического газа с извлечением соединений рения // 2701009

Изобретение относится к области переработки вулканических газов и может быть использовано при выделении рассеянных и редких элементов из фумарольных газов вулканов.

Жидкая композиция для интенсификации добычи нефти или газа // 2700148

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель // 2698784

Группа изобретений относится к загущению растворов кислот и применению загушенных растворов кислот для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – повышение эффективности переноса пропанта, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта, использование для обработки одной рабочей жидкости – кислотного геля, в случае необходимости содержащей пропант.

Способ освоения скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта // 2698354

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин. Технический результат - сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, минимизация коррозии внутрискважинного оборудования.

Эмульгатор инвертных эмульсий // 2697803

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Предложенный эмульгатор инвертных эмульсий содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличается тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества он содержит смесь моно- и/или диалкиловых эфиров фосфорной кислоты - продукт взаимодействия пятиокиси фосфора и жирных спиртов, в качестве которых используют отдельные спирты или смесь спиртов с длиной углеводородного радикала С8-С20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 20-80; углеводородный растворитель 20-80.

Профилированный материал для компонента скважинного инструмента, компонент скважинного инструмента и скважинный инструмент // 2697466

Изобретение относится к профилированным материалам для компонентов скважинного инструмента и выполненным из него скважинным инструментам. Профилированный материал для компонента скважинного инструмента содержит магниевый сплав, включающий фазу, содержащую не менее 70 весовых % и не более 95 весовых % магния, в котором распределены не менее 0 весовых % и менее 0,3 весовых % редкоземельного металла, не менее 3 весовых % и не более 20 весовых % по меньшей мере одного металлического элемента, выбранного из группы, содержащей алюминий, цирконий, марганец и кремний, и не менее 0,1 весовых % и не более 20 весовых % стимулирующего разложение агента, причем профилированный материал имеет средний размер кристаллических зерен магниевого сплава не менее 0,1 мкм и не более 300 мкм, прочность при растяжении не менее 200 МПа и не более 500 МПа и скорость разложения в 2%-ном водном растворе хлорида калия при 93 °C не менее 20 мг/см2 и не более 20000 мг/см2 в день.

Проппант для жидкости гидроразрыва // 2696908

Группа изобретений относится к вариантам компонента и способу гидравлического разрыва пласта. Компонент содержит жидкость и множество трехмерных структур, перемешанных в жидкости.

Способ и устройство комплексного воздействия для добычи тяжелой нефти и битумов с помощью волновой технологии // 2696740

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу добычи высоковязкой, тяжелой нефти или битумов. Комплекс оборудования включает в себя наземный генератор частот, совмещённый с блоком питания и управления и двух скважинных приборов.

Устройство для опрессовки колонны труб в скважине // 2700425

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для опрессовки и обнаружения места течек колонны труб в скважине, например колонны насосно-компрессорных труб, опущенной в эксплуатационную колонну.

Скважинная клапанная система // 2700352

Группа изобретений относится к скважинной клапанной системе для управления притоком текучей среды в пласт и из пласта, а также способу управления потоком текучей среды.

Скважинный штуцерный клапан-отсекатель // 2694652

Изобретение относится к скважинным клапанам-отсекателям. Скважинный штуцерный клапан-отсекатель закрепляется на насосно-компрессорной трубе и включает клапанный корпус с седлом для установки автономного глубинного прибора, клапанный узел, имеющий откидную заслонку с прижимной пружиной, подвижную трубку с боковыми отверстиями для приема жидкости и кольцевой выточкой в верхней части, возвратную пружину и корпус со штуцерными каналами разного сечения.

Система для повторной изоляции доступа в ствол скважины // 2686746

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при стимулировании пласта. Раскрыта муфта для носка скважины с возможностью повторного закрытия, причем муфта для носка скважины имеет отверстие, обеспечивающее доступ текучей среды из внутреннего объема муфты для носка скважины в зону снаружи муфты для носка скважины.

Клапан механический // 2685360

Изобретение относится к клапанным устройствам и может быть применено для различных технологических операций при эксплуатации и ремонте скважин. Клапан механический содержит корпус, который на резьбе установлен на колонне насосно-компрессорных труб, поршень, установленный с возможностью перемещения внутри корпуса, уплотнительные кольца, отверстия в корпусе, служащие для сообщения трубного и затрубного пространств.

Система для последовательного открытия отверстий вдоль скважины для обеспечения возможности подачи через них текучей среды // 2683294

Описана система для последовательного открытия множества близких отверстий в компоновке хвостовика, расположенной в скважине, или для последовательного открытия отдельных групп отверстий, расположенных в разных, однако близких, местах вдоль компоновки хвостовика для обеспечения возможности осуществления гидроразрыва в этих местах.

Циркуляционный клапан бурильной колонны // 2682271

Изобретение относится к устройствам для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к циркуляционным клапанам бурильной колонны. Устройство содержит трубчатый корпус, золотниковую втулку внутри корпуса, имеющую седло в центральном канале, направляющее кольцо во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу.

Система высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта с системой подсчета // 2681969

Изобретение относится к системе высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта и системе гидравлического клапана трубного монтажа (ГКТМ) для соединения с эксплуатационной колонной для обеспечения возможности изоляции перспективного пласта внутри скважины.

Циркуляционный клапан бурильной колонны // 2681774

Изобретение относится к циркуляционным клапанам бурильной колонны. Клапан содержит трубчатый корпус, золотниковую втулку, размещенную внутри корпуса и имеющую седло, выполненное в центральном канале золотниковой втулки, направляющее кольцо, установленное во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу, через внутренние полости корпуса и седла золотниковой втулки осуществляется насосная подача текучей среды, а также содержит два закрепленных в корпусе циркуляционных порта с расходными отверстиями, циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой в неактивном режиме, при котором осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, и открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, когда циркуляционный клапан в активном режиме, а также содержит сбрасываемый активационный шар, выполненный с возможностью деформации и прохождения через седло золотниковой втулки при движении текучей среды по бурильной колонне, а также содержит два запирающих шара, сбрасываемых друг за другом, взаимодействующих с циркуляционными портами для блокирования потока текучей среды через указанные циркуляционные порты, а также содержит скрепленный с корпусом резьбовой переводник с расположенным внутри него устройством для улавливания шаров, прошедших с потоком текучей среды через седло золотниковой втулки, а также содержит гильзу, расположенную внутри трубчатого корпуса, золотниковая втулка выполнена сплошной, размещена с возможностью продольного перемещения внутри гильзы и снабжена уплотнениями, контактирующими с внутренней поверхностью гильзы, при этом в неактивном режиме, при котором циркуляционные порты закрыты золотниковой втулкой и осуществляется насосная подача текучей среды по бурильной колонне, указанные циркуляционные порты расположены ниже по потоку от седла, а уплотнения золотниковой втулки расположены по разные стороны относительно циркуляционных портов, при этом в активном режиме, при котором циркуляционные порты открыты и обеспечивают сообщение с внутренним пространством бурильной колонны, верхний по потоку край золотниковой втулки расположен ниже по потоку от циркуляционных портов, при этом гильза выполнена со сквозными боковыми отверстиями, каждый циркуляционный порт выполнен с выступающим внутрь от внутренней поверхности корпуса краем, а гильза зафиксирована каждым сквозным боковым отверстием относительно края направленного внутрь циркуляционного порта.

Спускной клапан для слива жидкости из колонны насосных труб // 2672298

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для слива жидкости из колонны насосных труб перед подъемом их из скважины. Спускной клапан для слива жидкости из колонны насосных труб содержит шарик, патрубок с отверстием, штуцер, соединенный в отверстии патрубка с тонкой частью двухступенчатого патрубка.