Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков. Способ гидравлического разрыва пласта включает закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя - полидициклопентадиена (ПДЦПД). Перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка. При расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. При расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. При расстоянии от нижнего и/или от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. Способ обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта после выполнения ГРП, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, повышение надёжности крепления трещины разрыва ПДЦПД, повышение эффективности ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков.

Известен способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU № 2485306 МПК Е21В 43/26, опубл. 20.06.2013 в бюл. № 17), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Перед проведением ГРП колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по аналитическому выражению. Затем производят ГРП. При этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва без добавления крепителя для создания трещины. Затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. В качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3. В качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины. Деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3. После завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью. Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70–80 % от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU № 2522366, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.07.2014 в бюл. № 19), включающий перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70 %, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После определения общего объема гелированной жидкости разрыва закачивают в скважину по колонне труб гелированную жидкость разрыва - линейный гель - до образования трещин разрыва в пласте, оставшийся объем гелированной жидкости разрыва после образования трещин разрыва в пласте разделяют на две части: сшитый гель и линейный гель, циклически производят поочередную закачку сначала линейного, а затем сшитого геля с добавлением проппанта в 3–5 циклов. Причем линейный гель закачивают равными порциями с расходом 4–6 м3/мин и концентрацией проппанта 400 кг/м3, а сшитый гель закачивают со ступенчатым увеличением объема закачки от 3 до 7 м3 с расходом 1–2 м3/мин и концентрацией проппанта 1200 кг/м3. При этом в последние порции линейного и сшитого гелей с проппантом добавляют стекловолокно в количестве 1,5 % от веса проппанта в каждой из последних порций линейного и сшитого гелей.

Недостатками способов являются:

- высокая стоимость проведения операции ГРП связанная с необходимостью применения дорогостоящей химии для приготовления жидкости разрыва;

- технологическая сложность осуществления ГРП связанная с необходимостью чередовать стадии закачки сшитого и линейного гелей с одновременным изменением расхода закачки;

- высокий риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте и получения

обводнения скважины при наличии выше или нижележащего водонасыщенного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU № 2386025, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2010 в бюл. № 10), включающий закачку в пласт жидкости с добавлением в жидкость расклинивающего наполнителя – полидициклопентадиена (ПДЦПД). Способ обеспечивает более низкое трение при закачивании наполнителя в скважину при сохранении хорошей проницаемости трещины.

Недостатками способа являются:

- низкая надёжность реализации способа, обусловленная низким качеством крепления ПДЦПД, обусловленная тем, что закачка ПДЦПД производится без учета плотности жидкости носителя, что приводит к неравномерному заполнению трещины разрыва ПДЦПД и частичному смыканию трещины разрыва;

- высокий риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте (вверх, вниз) и получение обводнения скважины после ГРП при наличии обводнённых пропластков выше и/или ниже продуктивного пласта;

- низкая нефтеотдача продуктивного пласта после выполнения ГРП, вследствие того, что не учитывается текущая нефтенасыщенность обрабатываемого пласта;

- низкая эффективность способа, обусловленная коротким эффектом нефтеотдачи (до одного месяца) от проведения ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта, так как закачанный в процессе ГРП ПДЦПД при последующем освоении или эксплуатации скважины постепенно выносится из призабойной зоны скважины и трещина гидроразрыва в призабойной зоне скважины «схлопывается».

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности крепления трещины разрыва, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, снижение обводненности продукции скважины, повышение нефтеотдачи после выполнения ГРП, а также повышение эффективности реализации способа в слабосцементированных породах продуктивного пласта.

Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта, включающим закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя – полидициклопентадиена (ПДЦПД).

Новым является то, что перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка: при расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С, при расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С; при расстоянии от нижнего и/или от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.

На фиг. 1 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводнённого пропластка ниже интервала перфорации.

На фиг. 2 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводненного пропластка выше интервала перфорации.

На фиг. 3 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводненного пропластка ниже и/или выше интервала перфорации.

Известно, что на развитие трещины ГРП по высоте, в первую очередь оказывает влияние скорость осаждения частиц расклинивающего наполнителя в жидкости, которая пропорциональна разности плотностей несущей жидкости и расклинивающего наполнителя.

В связи с этим основной задачей несущей жидкости является обеспечение эффективного переноса расклинивающего наполнителя вдоль трещины ГРП.

При наличии обводнённых пропластков контроль значения плотностей несущих жидкостей и расклинивающего наполнителя играет важную роль в успехе операции ГРП путем регулирования развития трещины по высоте. Исследование нефтенасыщенности и интервалов от перфорации до обводненных пропластков позволяет осуществлять процесс регулирования технологическим процессом, обеспечивающим повышение надёжности крепления трещины разрыва, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте и обводненности продукции скважины, что в итоге обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта в слабосцементированных породах продуктивного пласта.

При проведении ГРП по предлагаемому способу, в качестве жидкости можно применять техническую воду или товарную нефть, так как плотность материала ПДЦПД составляет 1000 кг/м3. Поэтому частицы ПДЦПД будут обладать нейтральной плавучестью в жидкости с плотностью 1000 кг/м3, всплывать в технической воде с плотностью выше 1000 кг/см3 или тонуть в товарной нефти с плотностью ниже 1000 кг/см3.

Предложенный способ гидравлического разрыва пласта осуществляют следующим образом.

Перед проведением ГРП в скважине 1 (фиг. 1) производят геофизические исследования скважины (ГИС) (на фиг. 1–3 не показано) методом импульсного нейтро-нейтронного каротажа и определяют текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта 2 (фиг. 1), например толщиной Н = 12 м, размещение обводненных пропластков. Далее, по результатам ГИС, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью продуктивного пласта 2 проводят избирательную перфорацию 3, например с плотностью 25 перфорационных отверстий на один метр высоты продуктивного пласта 2 и диаметром входных отверстий 12 мм. Перфорацию проводят любым известным способом, например, как описано в патенте RU № 2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 в бюл. № 16.

Определяют расстояние интервалов от нижней границы перфорации до нижнего обводненного пропластка и от верхнего интервала перфорации до верхнего обводненного пропластка. Кратно повышается нефтеотдача продуктивного пласта после выполнения ГРП, так как перед проведением ГРП производят ГИС по результатам которых проводят избирательную перфорацию в интервале с максимальным нефтенасыщением продуктивного пласта 2 с исключением обводнения продукции скважины.

Далее в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 4 с пакером 5. Пакер 5 в скважине 1 устанавливают таким образом, чтобы нижний конец 6 колонны НКТ 4 находился на уровне верхних отверстий перфорации 3.

В качестве НКТ 4 применяют, например трубы с условным диаметром 89 мм, группы прочности "К" или "Е", изготавливаемых по ГОСТ 633-80.

С целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений в качестве пакера применяют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

При реализации способа используют жидкости и расклинивающие наполнители:

- любой известный состав сшитого геля (например, см. главу 3 монографии С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин (ОАО НПО «Бурение», 2006. С.153). Сшитый гель плотностью 1100 кг/м3 готовят любым известным способом, например, как описано в заявке RU № 2008136865, МПК С09К 8/512, опубл. 20.03.2010 в бюл. № 8);

- любой известный состав линейного геля, например линейный гель на водной основе марки «Химеко – В» производства «Химкеко-Ганг» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Российская Федерация, г. Москва). Линейный гель плотностью 1010 кг/м3 готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU № 2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 4;

- товарную нефть по ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие технические условия, плотностью 860 кг/м3;

- техническую воду по ГОСТ 17.1.1.04-80 «Вода техническая»;

- проппант по ГОСТ Р 51761-2013 Проппанты алюмосиликатные. Технические условия (с Поправкой), например фракции 20/40 меш;

- ПДЦПД применяют согласно известным патентам. Патент RU № 2465286 «Материал, содержащий полидициклопентадиен и способ его получения (варианты) опубл. № 27.10.2012 в бюл. № 30, а также известен патент RU № 2402572 «Способ получения полидициклопентадиена и материалов на его основе» опубл. 27.10.2010 в бюл. № 30.

С помощью ГИС или по плану проведения работ определяют расстояние h (фиг. 1) от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка.

1. Если расстояние h от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка составляет 3 м и менее, то для образования трещины разрыва 8 закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом 9 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя.

После образования трещины разрыва 8 её сначала развивают закачкой сшитого геля в объёме 3/5 части от общего объёма сшитого геля, а затем крепят закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД 10.

После завершения крепления трещины разрыва закачкой товарной нефти с ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой сшитого геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С перед закачкой.

1.1 Исходные данные:

Расстояние от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка равно h = 2,5 м.

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.

Общий объём закачки сшитого геля – 10 м3.

Объем закачки товарной нефти – 6 м3.

Масса утяжеленного проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность утяжелённого проппанта равна 3000 кг/м3.

Объём закачки сшитого геля, несущего утяжеленный проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. 1/5·10 м3 = 2 м3. Плотность сшитого геля равна 1100 кг/м3.

1.4 Объём закачки сшитого геля для развития трещины разрыва в объёме 3/5 части от общего объёма сшитого геля: 3/5·10 м3 = 6 м3.

Масса ПДЦПД равна 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 3/5·10 000 кг = 6 000 кг. Плотность ПДЦПД равна 1000 кг/м3.

Объём закачки товарной нефти равен 6 м3. Плотность товарной нефти равна 860 кг/м3.

Масса смолопокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3.

Объём закачки сшитого геля, несущего смолопокрытый проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. равен 1/5·10 м3 = 2 м3.

Таким образом сначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг утяжеленного, например бисером стеклянным, проппанта, плотностью 3000 кг/м3. Сшитый гель, несущий утяжеленный проппант 9, имеет плотность 1100 кг/м3. Таким образом, утяжеленный проппант 9 в начавшейся образовываться трещине разрыва 8, утопает в сшитом геле вследствие разности плотностей (3000 кг/м3 > 1100 кг/м3 ), и образует плотную набивку из утяжеленного проппанта 9, что исключает её дальнейшее развитие вниз и прорыв в нижний 7 обводнённый пропласток.

Далее, не прерывая процесса закачки, закачивают сшитый гель в объеме 6 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8 вверх, т.е. в верхнюю часть продуктивного пласта 2 ввиду образования внизу трещин разрыва 8 плотной набивки из утяжеленного проппанта 9.

Затем производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продолжают закачивать товарную нефть в объёме 6 м3 с добавлением 6000 кг ПДЦПД  плотностью 1000 кг/м3. Товарная нефть, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 860 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие разности плотностей (товарная нефть имеет плотность меньшую, чем плотность ПДЦПД), т.е. 860 кг/м3 < 1000 кг/м3 снизу-вверх равномерно заполняет трещину разрыва 8, что исключает её дальнейшее развитие вниз и прорыва в нижний 7 обводнённый пропласток.

Далее не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 12, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону 11скважины 1.

Если расстояние h от верхнего интервала перфорации 3 (фиг. 2) до верхнего 13 обводнённого пропластка составляет 3 м и менее, то для образования трещины разрыва 8 закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом 14 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя.

После образования трещины разрыва 8 её сначала развивают закачкой сшитого геля в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, а затем крепят закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве несущей жидкости применяют техническую воду, например сточную воду с плотностью большей, чем плотность проппанта ПДЦПД 10.

После окончания крепления трещины разрыва ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой сшитого геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Перед закачкой смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.

2.1 Исходные данные:

Примем расстояние от верхнего интервала перфорации 3 до верхнего обводнённого пропластка 13 равным h = 3 м.

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.

Общий объём закачки сшитого геля – 10 м3.

Объем закачки технической воды (сточной воды) – 6 м3.

Тогда:

Масса облегчённого проппанта по массе равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность облегчённого (сверхлёгкого) проппанта 1050 кг/м3.

Объём закачки сшитого геля, несущего облегчённый проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. 1/5·10 м3 = 2 м3. Плотность сшитого геля 1100 кг/м3.

2.4 Объём закачки сшитого геля для развития трещины разрыва равен 3/5 части от общего объёма сшитого геля: 3/5·10 м3 = 6 м3.

Масса ПДЦПД равна 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя 3/5·10 000 кг = 6 000 кг. Плотность ПДЦПД равна 1000 кг/м3.

Объём закачки несущей жидкости – сточной воды для закачки ПДЦПД равен 6,0 м3. Например, плотность сточной воды 1150 кг/м3.

Масса смолопрокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3

Объём закачки сшитого геля, несущего смолопокрытый проппант равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля: 1/5·10 м3 = 2 м3.

Таким образом, сначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг облегчённого (сверхлёгкого) проппанта 14, плотностью 1050 кг/м3. Сшитый гель, несущий облегчённый проппант, имеет плотность 1100 кг/м3. Таким образом, облегчённый проппант 14 в начавшейся образовываться трещине разрыва 8 всплывает в сшитом геле, вследствие разности плотностей (1100 кг/м3 > 1050 кг/м3 ) и образует плотную набивку из облегчённого проппанта 14, что исключает дальнейшее развитие трещины разрыва 8 вверх и прорыв её в верхний 13 обводнённый пропласток.

Далее, не прерывая процесса закачки, закачивают сшитый гель в объеме 6 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8 вниз, т.е. в нижнюю часть продуктивного пласта 2 ввиду образования вверху трещин разрыва 8 плотной набивки из облегчённого проппанта 14.

Затем производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 закачивают сточную воду в объёме 6 м3 с добавлением 6000 кг ПДЦПД  плотностью 1000 кг/м3. Сточная вода, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 1150 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие разности плотностей (сточная вода имеет плотность больше, чем плотность ПДЦПД 10, т.е. 1150 кг/м3 > 1000 кг/м3 сверху-вниз равномерно заполняет трещину разрыва 8, что исключает её дальнейшее развитие вверх и прорыв в верхний 13 обводнённый пропласток.

Не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 12, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону11 скважины 1.

Если расстояния h1 от нижнего и h2 от верхнего интервалов перфорации (фиг. 3) до обводнённых пропластков 7 и 13, соответственно составляет более 3 м, то закачивают линейный гель плотностью, равной 1010 кг/м3 в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, с образованием и развитием трещины разрыва 8. Далее крепят трещину разрыва 8 закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. В качестве несущей жидкости применяют техническую воду, например пресную воду плотностью 1000 кг/м3, равной плотности ПДЦПД (1000 кг/м3).

После окончания крепления трещины разрыва закачкой технической воды с ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой линейного геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Перед закачкой смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.

3.1 Исходные данные:

Примем расстояние от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка равным h1 = 3,2 м, а расстояние от верхнего интервала перфорации 3 до верхнего 13 обводнённого пропластка равным h2 = 4,3 м.

Общий объём закачки линейного геля – 10 м3.

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.

Объем закачки технической воды (пресной воды) – 8 м3.

Тогда:

3.2 Объём закачки линейного геля для создания и развития трещины разрыва в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля: 4/5 10 м3 = 8 м3.

Масса ПДЦПД равна 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и равна 4/5·10 000 кг = 8 000 кг. Плотность ПДЦПД 1000 кг/м3.

Объём закачки несущей жидкости – пресной воды с ПДЦПД равен 8 м3. Плотность пресной воды 1000 кг/м3.

Масса смолопрокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3.

Объём закачки линейного геля, несущего смолопокрытый проппант, равен 1/5 части от общего объёма линейного геля: 1/5·10 м3 = 2 м3.

Cначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают линейный гель плотностью 1010 кг/м3 в объеме 8 м3, что приводит к образованию и развитию трещины разрыва 8.

Затем не прерывая процесса закачки производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продолжают закачивать пресную воду в объёме 8 м3 с добавлением 8000 кг ПДЦПД. Сточная вода, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 1000 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие равной плотности с пресной водой, т.е. 1000 кг/м3 = 1000 кг/м3, равномерно от центра вверх и вниз, заполняет трещину разрыва 8, что исключает дальнейшее развитие трещины вниз с целью прорыва в нижний 7 обводнённый пропласток и вверх с целью прорыва в верхний 13 обводнённый пропласток.

Далее, не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3, в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают линейный гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 10, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону11 скважины 1.

Смолопокрытые проппанты это проппанты покрытые полимерной смолой. После проведения ГРП в призабойной зоне 11 скважины 1 смолопокрытый проппант 12 полимеризуется и, слипаясь, создаёт монолитный каркас в призабойной зоне скважины со слабосцементированными породами, предохраняя их от разрушения и сохраненяя около 40 % по объему сквозных каналов, сквозь которые нефть поступает в скважину без захвата проппанта.

Кратно снижается риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, как вниз за счёт закачки утяжелённого проппанта, так и вверх за счёт закачки облечённого проппанта, образующих соответственно снизу и сверху плотные набивки, что препятствует развитию трещины разрыва в обводнённые пропластки при дальнейшем развитии трещины гидроразрыва.

Повышается надёжность реализации способа, обусловленная качественным креплением ПДЦПД трещины гидроразрыва. Это достигается тем, что при закачке ПДЦПД учитывают плотность ПДЦПД и плотность жидкости носителя в зависимости от направления развития трещины, что способствует равномерному заполнению трещины разрыва ПДЦПД и исключению смыкания трещины разрыва.

Повышается эффективность реализации способа в слабосцементированных породах, что связано с увеличением продолжительности нефтеотдачи, т.е. дебит скважин остаётся стабильным на протяжении не менее 6 мес после освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Это обусловлено тем, что закачанный в конце процесса ГРП подогретый смолопокрытый проппант образует прочные связи между зернами проппанта и не выносится из призабойной зоны скважины при последующем освоении или эксплуатации скважины, а это исключает осыпание и разрушение породы продуктивного пласта после проведения ГРП.

Способ гидравлического разрыва пласта обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта после выполнения ГРП, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, повышение надёжности крепления трещины разрыва ПДЦПД, повышение эффективности ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта.

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя - полидициклопентадиена (ПДЦПД), отличающийся тем, что перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка: при расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С; при расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С; при расстоянии от нижнего и/или от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта (ГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП в целях поддержания пластового давления.

Группа изобретений относится к внутрискважинному оборудованию для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Система внутрискважинного оборудования содержит нижний пакер, промывочный порт над нижним пакером, порт ГРП над промывочным портом, верхний пакер над портом ГРП, клапанную муфту над верхним пакером и струйный насос над клапанной муфтой.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности к автоматическому мониторингу скважинных операций. Техническим результатом является повышение точности определения реального положения объеков-отражателей трубных волн.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Изобретение относится к депрессионным методам добычи газа из гидратов и может быть применено при разработке природных гидратных месторождений на суше и в море. Техническим результатом является интенсификация добычи газа.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным добавкам к буровым растворам. Технический результат - снижение адгезии глинистых частиц к металлическим поверхностям за счет улучшения поверхностно-активных свойств промывочных жидкостей, улучшение их реологических свойств за счет снижения вязкости и повышение смазывающих свойств, повышение механической скорости бурения.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.

Изобретение относится к композици и способу для регулирования тяжелых углеводородов в окружающей среде скважин и в сопутствующем оборудовании, применяемом для эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров. Способ разрыва подземного пласта характеризуется введением в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещин в пласте, композиции гидроразрыва, содержащей носитель; а также полимерные частицы, полученные из оболочечной жидкости ореха кешью, полимерные частицы, имеющие предполагаемую удельную плотность, равную примерно менее 2,4. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидроразрыва пласта и предотвращении поступления песка в скважину. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков. Способ гидравлического разрыва пласта включает закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя - полидициклопентадиена. Перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка. При расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 15 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом, массой, равной 15 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 35 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 35 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 15 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 15 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. При расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 15 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом, массой, равной 15 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 35 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 35 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 15 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 15 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. При расстоянии от нижнего иили от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 45 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 45 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 15 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 15 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С. Способ обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта после выполнения ГРП, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, повышение надёжности крепления трещины разрыва ПДЦПД, повышение эффективности ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта. 3 ил.

Наверх