Способ интенсификации работы скважины после её строительства

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формирования трещин и расколов в продуктивном пласте. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва конечной концентрации проппанта. Причем в один из процессов гидроразрыва пласта закачивают мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш. Выбирают при строительстве пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м. Перфорацию проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м. Предварительно определяют зону повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора и определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, при которой используют мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш. В основном процессе гидразрыва применяют фракции проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта основного процесса разрыва с конечной концентрацией проппанта не менее 600 кг/м3. Предлагаемый способ обеспечивает образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30% трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формированием трещин и расколов в продуктивном пласте.

Известен способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи (патент RU № 2579095, МПК E21B 43/16, E21B 43/267, опубл. 27.03.2016 в Бюл. № 9), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, отличающийся тем, что в низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину, для чего проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее, с применением буферов жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м3 на 1 т проппанта, с применением конечной концентрации проппанта не более 250 кг/м3, используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество, а при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м3/мин и более.

Известен также способ гидроразрыва продуктивного пласта (патент RU № 2453695, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012 в Бюл. № 17), включающий закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до ровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ интенсификации работы скважины (патент RU № 2541974, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2015 в Бюл. № 5), включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3 с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3.

Недостатком известных способов является то, что способы успешно и эффективно применимы при разрыве слабопроницаемых и среднепроницаемых пластов, в то же время вследствие кольматации прискважинной зоны частицами бурового и цементного раствора при строительстве скважины, частями горных пород, и последующей перфорации кумулятивными снарядами, тестовая трещина не может выйти из зоны кольматации и соединить ствол скважины с продуктивной частью пласта скважины, в котором отсутствуют посторонние загрязнения, вызванные техногенным воздействием. Вследствие этого тестовая закачка не дает фактических данных по результатам мини гидравлического разрыва и проект основного ГРП будет выполнен неправильно. Это может привести к тому, что трещина основного процесса ГРП не достигнет запланированных участков продуктивного пласта-коллектора и производительность скважины не повысится, вследствие чего эффективность гидроразрыва становится невысокой.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства, обеспечивающего образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30% трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.

Техническая задача решается способом интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва конечной концентрации проппанта, причем в один из процессов гидроразрыва пласта закачивают мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш.

Новым является то, что выбирают при строительстве пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м, а перфорацию проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м, определяют зону повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора, и определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, при которой используют мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш, а в основном процессе гидразрыва применяют фракции проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта основного процесса разрыва с конечной концентрацией проппанта не менее 600 кг/м3.

Способ интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства реализуется в следующей последовательности.

Выбирают при строительстве скважины пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м. Проводят основной цикл строительства скважины, вскрывающей пласт и вручающий бурение на буровом растворе, спуск обсадных колонн и цементирование их затрубного пространства. Перфорацию пласта проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м. Исходя из анализа работ по строительству скважины в данном пласте определяют зону повышенного гидравлического сопротивления (среднее расстояние от скважины), образованной кольматантами от бурового и цементного раствора. Исходя из этих данных для гидроразрыва пласта (ГРП) определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, так как при невыходе трещин за пределы этой зоны приводит к значительномук снижению эффективности всего ГРП. Производят спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, вскрытого перфорацией. После чего осуществляют тестовую закачку жидкости ГРП и пачки жидкости разрыва с проппантом, имеющим размерность не крупнее 30/60 меш. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости ГРП, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию и корректировку проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки. После чего проводят основной процесс ГРП с применением проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта для гарантированного исключения «схлопывания» образовавшихся трещин после воздействия на пласт. Завершают основной процесс ГРП при конечной концентрации проппанта не менее 600 кг/м3 (выбрано исходя из практических испытаний) для стабильной проницаемости весь срок эксплуатации.

Пример конкретного выполнения

Проводят строительство скважины глубиной забоя 1870 метров с использованием бурового раствора, производят цементирование эксплуатационной обсадной колонны, производят перфорацию кумулятивными снарядами продуктивного пласта с плотностью 15 отв/м. Производят демонтаж бурового блока. Проводят подготовительные работы с завозом необходимого оборудования и материалов. Собирают и опрессовывают нагнетательную линию. Устанавливают арматуру с "головкой" разрыва для производства ГРП. Производят тестовую закачку пропанта фракцией 30/60 меш с объемом пропанта 3 тонны, определенного после анализа зон повышенного гидравлического сопротивления для данного пласта. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления. Пробная пачка прошла интервал перфорации с небольшим ростом давления - на 0,1 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Проводят основной процесс ГРП. Проводят основной процесс ГРП с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью 30/60 меш в объеме 20% от общего количества пропанта основного процесса и основную крупную фракцию размерностью 16/20 меш в объеме 80% от общего количества проппанта с конечной концентрацией пропанта 640 кг/м3 при Рнач. - 240 атм., Ркон. – 236 атм.,. Общий объем проппанта составляет 9 т. По окончании ГРП смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании технологической выдержки производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования. Скважина введена в эксплуатацию через 8 суток после завершения работ по ГРП с средним дебитом по нефти 25 т/сут.

Предлагаемый способ интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства обеспечивает образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30% трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.

Способ интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва конечной концентрации проппанта, причем в один из процессов гидроразрыва пласта закачивают мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш, отличающийся тем, что выбирают при строительстве пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м, а перфорацию проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м, определяют зону повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора, и определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, при которой используют мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш, а в основном процессе гидразрыва применяют фракции проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта основного процесса разрыва с конечной концентрацией проппанта не менее 600 кг/м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу управления участком обрушения верхней части угольного пласта, в частности к способу и устройству управления участком обрушения верхней части угольного пласта за счёт применения технологии импульсного гидравлического разрыва пласта, которые относятся к области применения технологии добычи угля.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится к устройствам для термогазодинамической обработки нефтегазоносных пластов пороховыми газами и может быть применено для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для воздействия на призабойную зону. При срабатывании воспламенителя 4, воспламеняется и сгорает небронированный пороховой элемент 2, образуя первый импульс повышенного давления за счет быстрого поверхностного горения небронированного порохового элемента 2.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит одинарную колонну труб, забойный двигатель с промывочным каналом в выходном валу, наддолотный переводник, долото, переводник забойного двигателя, два пакера - верхний и нижний, взаимодействующих с полостью повышенного давления, межпакерный порт для закачки технологической жидкости, каротажный прибор, 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.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для импульсной обработки продуктивного пласта. Способ включает формирование возмущающих сдвоенных электрогидравлических импульсов давления с временной задержкой между этими импульсами в стволе скважины на уровне продуктивного пласта. Величину задержки определяют априорно по известной модели, а частоту следования пар импульсов и их количество задают исходя из оптимальных доминантных частот колебаний геоблоков, определяемых на основании известных знаний и/или эмпирических данных. После завершения процесса обработки определяют ее эффективность в процессе апробации по уровню притока флюида и/или его градиенту, составу скважинного флюида, и при необходимости повторяют процесс, изменяя параметры возмущающих импульсов давления до достижения оптимального результата. Также раскрыта система управления импульсной обработкой. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи углеводородного сырья в малодебитных месторождениях и месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формирования трещин и расколов в продуктивном пласте. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва конечной концентрации проппанта. Причем в один из процессов гидроразрыва пласта закачивают мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 3060 меш. Выбирают при строительстве пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м. Перфорацию проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отвм. Предварительно определяют зону повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора и определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30 длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, при которой используют мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 3060 меш. В основном процессе гидразрыва применяют фракции проппанта 3060 меш с переходом на фракцию с размерностью 1620 меш и более в объеме от 60 до 90 от общего количества проппанта основного процесса разрыва с конечной концентрацией проппанта не менее 600 кгм3. Предлагаемый способ обеспечивает образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30 трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.

Наверх