СПОСОБ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF PLANNING OPERATING AND INJECTION WELLS

Настоящее изобретение относится к области неоднородного размещения расклинивающего агента (НРРА) и является новым подходом к гидравлическому разрыву пласта. Неоднородная упаковка из расклинивающего агента образуется, когда в трещине размещаются несколько отдельных кластеров из расклинивающего агента. Такая (неоднородная) упаковка из отдельных кластеров удерживает трещину от смыкания, одновременно формируя сеть каналов, полностью открытых для тока углеводородов.
Проводимость трещины является параметром, который влияет на производительность скважины или ее приемистость. Для трещины с НРРА проводимость определяется наличием каналов. Проводимость трещины с НРРА выше, чем у обычной трещины, пока протоки для движения углеводородов (каналы) остаются открытыми.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В патенте US 6,776,235 «Способ гидроразрыва», поданном компанией «Шлюмберже» 23 июля 2002 года, раскрывается способ и средства оптимизации проводимости трещины. Продуктивность скважины увеличивается путем последовательной закачки чередующимися фазами в ствол скважины в целях улучшения размещения расклинивающего агента жидкостей для гидроразрыва, различающихся либо по своей способности транспортировать расклинивающие агенты в трещину, либо по количеству доставляемых расклинивающих агентов. Полученные в результате такого процесса расклиненные трещины характеризуются наличием скоплений кластеров расклинивающего агента, расположенных по всей длине трещины. Другими словами, кластеры твердых частиц образуют «островки», которые держат трещину открытой по всей ее длине и создают множество каналов для движения пластовых жидкостей.
В патенте US 7,281,581 «Способы гидравлического разрыва и расклинивания трещин в подземных формациях», поданном компанией «Халлибертон» 1 декабря 2004 года, раскрываются способы неоднородного размещения расклинивающего агента, включающие формирование многочисленных агрегатов расклинивающего агента, отдельный из которых содержит связующую жидкость и наполнитель, и закачку большого количество таких агрегатов как минимум в одну трещину.
В патенте US 7,044,220 «Состав и спосбобы повышения проницаемости барьера из расклинивающего агента и проводимости трещины в подземной скважине», поданном компанией «Халлибертон» 27 июля 2003 года, раскрывается проведение операций по гидроразрыву с составом расклинивающего агента, содержащим твердые частицы расклинивающего наполнителя и материал, способный необратимо разлагаться в стволе скважины; доставка состава расклинивающего агента в трещину; а также обеспечение составу расклинивающего агента возможности сформировать в трещине матрицу расклинивающего агента, имеющую пустоты в своей структуре.
В заявке на патент US 2008/0135242 «Неоднородное размещение в трещине расклинивающего агента с удаляемым каналообразующим наполнителем», поданной компанией «Шлюмберже» 8 декабря 2006 года, (патент US 7,581,590 (В2), патент US 8,066,068 (В2), раскрывается способ, включающий в себя закачку через ствол скважины в трещину жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и каналообразующий материал-наполнитель, называемый «каналообразователь»; неоднородное размещение расклинивающего агента в трещине в виде множества кластеров или островков агента, отделенных друг от друга каналообразователем; а также удаление каналообразующего материала-наполнителя и создания открытых каналов вокруг расклинивающих стержней для обеспечения притока жидкости из пласта через трещину в ствол скважины.
В заявке на патент US 2008/0128131 «Способы повышения проводимости трещины в подземных пластах», поданной компанией «Халлибертон» 5 декабря 2006 (патент US 8,082,994 (В2)), раскрывается закачка в расклиненную трещину в подземном пласте вытесняющей жидкости и формирование в расклиненной трещине как минимум одного канала.
В заявке на патент WO 2007/086771 «Способы гидроразрыва подземного пласта», поданной компанией «Шлюмберже» 5 декабря 2006 года (патент US 8,061,424 (В2)), раскрываются экономически эффективные способы гидравлического разрыва подземного пласта, обеспечивающие улучшение проводимости трещины гидроразрыва благодаря формированию твердых кластеров расклинивающего агента, равномерно распределенных по всей длине трещины. Один из этих способов содержит: первый этап, который предусматривает закачку в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загустители, для создания трещины в пласте, и второй этап, который включает периодическое добавление расклинивающего агента в закачиваемую жидкость гидроразрыва в целях доставки агента в образованную трещину и создания в ней расклинивающих кластеров, предотвращающих смыкание трещины, а также каналов, обеспечивающих движение пластовых жидкостей между кластерами. При этом на втором этапе или его подэтапах дополнительно закачивается либо армирующий, либо уплотняющий материал, либо сразу оба. Тем самым увеличивается прочность кластеров расклинивающего агента, образованных в жидкости гидроразрыва.
В решениях, известных из уровня техники, основным является обеспечение возможности создания гетерогенной упаковки расклинивающего агента (проппанта), в то время как увеличение срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости гидроразрыва на стенки трещины и кластеры (островки) проппанта не принимается во внимание.
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании механизма увеличения срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости на стенки трещины и кластеры расклинивающего агента.
СУЩНОСТЬ
В настоящем изобретении раскрывается подход к проектированию операций по НРРА для добывающих и нагнетательных скважин. Этот подход разработан для горизонтальных и вертикальных скважин, и использует геометрию трещины и проектирование завершающей фазы гидроразрыва для оптимизации производительности скважины или ее приемистости. Также предложены несколько подходов к выбору применяющегося в данной фазе расклинивающего агента.
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают, по меньшей мере, одно из концентрации расклинивающего агента или концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем импульсный режим предусматривает наличие завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, предназначенного для увеличения глубины размещения последней порции расклинивающего агента в трещине.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем импульсный режим предусматривает проведение операций по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленных вариантах способа гидроразрыва настоящего изобретения подразумевают жидкость гидроразрыва.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии с одним из способов способом гидроразрыва указанных выше; и обеспечивают канал добычи текучей среды на поверхность; добывают текучую среду из пласта посредством канала добычи.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают одно из нефти, газа, воды или их комбинации.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ откачки отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта, пересекаемого стволом скважины, после осуществления гидроразрыва пласта в соответствии с одним из способов способом гидроразрыва указанных выше, в котором обеспечивают канал для отработанной текучей среды гидроразрыва на поверхность; откачивают отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта посредством канала для отработанной текучей среды гидроразрыва.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают отработанную текучую среду гидроразрыва.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ нагнетания текучей среды в пласт, пересекаемый стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии в соответствии с одним из способов гидроразрыва указанных выше; и нагнетают текучую среду в пласт.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают текучую среду, нагнетаемую в пласт, и представляющую собой одно из воды, пара, газа, бурового раствора, жидких отходов, или их комбинации.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления заявленного изобретения описываются более подробно, посредством чертежей, на которых показано:
Фиг. 1 - изменение коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом.
Фиг. 2 - сжатие и расползание кластера из расклинивающего агента.
Фиг. 3 - изменение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В соответствии с предложенной методикой на Фиг. 1 представлена скважина 100, пересекающая нефтегазоносный пласт 101, в которую с поверхности 102 нагнетается жидкость 103 гидроразрыва, которая формирует, по меньшей мере, одну трещину 104.
Затем жидкость 103 гидроразрыва нагнетают в скважину 100 в импульсном режиме для формирования трещины, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. В качестве жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент используется чистая жидкость гидроразрыва, либо жидкость гидроразрыва с добавками, которые не относятся к расклинивающему агенту.
Посредством применения импульсного режима закачки жидкости гидроразрыва в трещине 104 формируются кластеры 105, 106 расклинивающего агента и каналы 107, через которые осуществляют добычу текучей среды 108 из пласта 101 на поверхность 102.
Основная идея раскрываемого ниже подхода в том, чтобы увеличить срок эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости на стены трещины и кластеры (островки) расклинивающего агента. А также, с одной стороны, для того чтобы уменьшить падение давления в трещине при поддержании стабильной объемной скорости жидкости (здесь и далее по тексту под «жидкостью» понимается закачиваемая/нагнетаемая жидкость гидроразрыва, добываемая жидкость или жидкость, используемая на этапе отработки скважины). С другой стороны, падение давления может оставаться на том же уровне при одновременном увеличении объемной скорости жидкости. Упомянутое падение давления может быть либо вызванным (то есть, спровоцированным в ходе операций по гидроразрыву), либо естественным.
Общеизвестно, что основными определяющими факторами перепада давления являются линейная скорость жидкости и ее вязкость - большая скорость или вязкость вызовет больший перепад давления:
Здесь μ - это вязкость жидкости, а V - средняя линейная скорость жидкости. Вязкость является заданным свойством жидкости, и ее можно легко измерить. Средняя линейная скорость жидкости является функцией нескольких переменных, и ее можно рассчитать.
Ниже приведен список альтернативных способов увеличения срока эксплуатации скважины, как на этапе нагнетания жидкости гидроразрыва, так и на этапе добычи текучей среды пласта или отбора из скважины жидкости, закаченной во время гидроразрыва.
Снижение вязкости жидкости.
В то время как изменить вязкость добываемой жидкости весьма непросто, изменение вязкости закачиваемой жидкости или жидкости, применяемой на этапе отработки скважины, является вполне реализуемым решением. Неограничивающие примеры включают:
a) в случае использования в качестве текучей среды текучей среды на полимерной основе (например геля) измененяют концентрацию полимеров в жидкостях гидроразрыва, в частности снижают концентрацию полимеров до 0,1-3 грамм/литр текучей среды гидроразрыва, например, до 1-2,5 г/л.
b) повышение эффективности разжижителя геля гидроразрыва;
Эффективность разжижителя геля гидроразрыва обеспечивают следующими способами, без ограничения: повышением концентрации разжижителя, например, использование большой концентрации капсулированных разжижителей не повлияет на свойство жидкости гидроразрыва при закачке, однако, после размещения проппанта и разрыва капсул с разжижителем, снизит вязкость жидкости;
c) использование не полимерных жидкостей с низкой вязкостью;
d) задержка начала отработки скважины в целях увеличения температуры жидкости, закаченной в скважину, задержка составляет не менее чем на 24 часа, например, от 24-72 часа.
Эффективность разжижителя повышается при повышении температуры; использование химически более активных разжижителей, например, вместо органических пероксидов или энзимов используют персульфатные разжижители.
e) добавление понизителей трения, в частности изменение их концентрации;
f) повышение температуры закачиваемой жидкости на поверхности до 20-100°C.
Увеличение ширины трещины.
Неограничивающие примеры изменения ширины трещины включают:
a) Увеличение толщины кластера из расклинивающего агента, что может быть достигнуто путем увеличения концентрации расклинивающего агента в импульсах закачки, как в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, а также как в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, так и в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. В частности заявленный способ предусматривает увеличивают концентрацию расклинивающего агента до 200-1800 грамм/литр текучей среды гидроразрыва.
b) На фиг. 2 представлен вариант осуществления изобретения, предусматривающий увеличение концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала, например, органических или неорганических волокон, или их комбинаций, предотвращающее расползание кластеров расклинивающего агента под действием давления породы можно добиться увеличения толщины кластера из расклинивающего агента (это также может привести к снижению коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом). В рамках настоящего изобретения возможно увеличение концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в жидкости гидроразрыва в импульсе, содержащем расклинивающий агент от 5 до 500 грамм/литр жидкости гидроразрыва. Возможно использование волокон, изготовленных из металла, стекла, углерода, полимеров.
На фиг. 2 показано сжатие и расползание кластера из расклинивающего агента, где А - начальный кластер - давление не приложено, В - кластер без добавок - под давлением, С - кластер с волокнами - под давлением. Чтобы достичь уменьшенного расползания (случай С), также используют деформируемые частицы, резинопокрытый расклинивающий агент и т.д.
Однако следует принять во внимание фактор разложения волокон, поскольку как только разложение завершится, кластер из расклинивающего агента начнет расползаться дальше и преимущества использования волокон потеряются. В качестве неограничивающего варианта, возможно применение не разлагаемых волокон. В зависимости от условий (температура, среда) не разлагаемыми могут считаться различные волокна: нейлон, металлические волокна, полиуретановые волокна, стекловолокно, углеродное волокно, или их комбинации.
Уменьшение коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом. Коэффициент покрытия трещины расклинивающим агентом Ар определяется как соотношение между площадью трещины покрытой расклинивающим агентом к общей площади трещины. На фиг. 1 за счет уменьшения коэффициента покрытия трещины 104 расклинивающим агентом от Ap1 106 до Ар2 105 увеличивается сечение каналов 107, а, следовательно, уменьшается скорость жидкости в каналах при постоянной объемной скорости жидкости.
Неограничивающие примеры изменения этого параметра включают:
а) изменение соотношения между длительностью (временем импульса) импульсов закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, в пользу импульсов закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. Причем соотношение между длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент составляет от 1:1,2 до 1:5.
b) увеличение концентрации волокон или деформируемого наполнителя, что препятствует расползанию кластеров (Фиг. 2), и приводит к уменьшению занятой ими площади трещины, т.е. площадь кластера 106 больше, чем площадь кластера 105, в то время как сечение канала 107 увеличивается при уменьшении занятой площади (это также может привести к увеличению толщины кластера из расклинивающего агента). Причем концентрацию деформируемого наполнителя увеличивают в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент от 0,1 до 50% от массы расклинивающего агента. Также возможно увеличение концентрации волокон в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент.
В качестве деформируемого наполнителя в зависимости от условий (приложенное давление) используют, без ограничения, частички смолы или пластика, металлические гранулы, скорлупа орехов, мягкие минералы вроде талька или их комбинации. Также в качестве деформируемого материала могут использоваться частицы имеющие форму сферы, либо они могут иметь несимметричную форму, с отношением размеров сторон от 1:1,1 до 1:10, либо частицы деформируемого наполнителя могут иметь наименьший линейный размер 20 мкм и более, например, 100-1000 мкм.
c) Использование расклинивающих агентов с покрытием, например, использование резинопокрытого проппанта, предотвращает расползание кластеров (Фиг. 2), что приведет к уменьшению занятой ими площади трещины (это также может привести к увеличению толщины кластера из расклинивающего агента). В качестве покрытия используют смолы, резины, полимерные оболочки, металлические оболочки или оболочки из хрупкой кермики или стекла.
На Фиг. 3 представлен вариант осуществления, предусматривающий увеличение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента для горизонтальной скважины. При закачке жидкости 103 гидроразрыва через скважину 100 формируется трещина 104, затем посредством применения импульсного режима закачки жидкости гидроразрыва в трещине формируются кластеры (островки) 112 расклинивающего агента, между которыми образуются каналы 107. Увеличение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента от А до В приводит к увеличению площади контакта этой порции расклинивающего агента с остальной трещиной (от линии 110 до линии 111). При постоянной объемной скорости жидкости линейная скорость жидкости через единицу поверхности границы раздела меньше в случае линии 111.
Следующие подходы являются неограничивающими примерами изменения глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента:
a) увеличение длины импульса закачки завершающей порции 109 расклинивающего агента. Другими словами, в завершающей фазе гидроразрыва можно закачать дополнительное количество расклинивающего агента от 5000-50000 л (сохранение неизменной его концентрации в жидкости желательно, но необязательно, т.е. возможно изменение концентрации в жидкости гидроразрыва, например, увеличение концентрации расклинивающего агента во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент возможно до 200-1800 г/л жидкости гидроразрыва).
b) закачка продавочной жидкости. Сохраняя неизменным количество и концентрацию расклинивающего агента в завершающей фазе гидроразрыва, обеспечивается возможность протолкнуть расклинивающий агент глубже в трещину путем закачки порции жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем объем дополнительной закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент после завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, составляет от 1000 до 30000 л. Однако при этом существует вероятность возникновения рядом со стволом скважины зоны защемления.
Выбору расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва уделяют особое внимание, потому что применяемый в данной фазе расклинивающий агент препятствует движению жидкости и его проницаемость может оказать влияние на падение давления. Для того чтобы минимизировать эффект падения давления, используют следующий подход:
a) прежде всего, в завершающей фазе гидроразрыва используют высококачественные керамические расклинивающие агенты, такие как коммерчески доступные высокопрочные расклинивающие агенты (HSP - высокопрочный, ISP - средней прочности и LWP - легкий расклинивающий агент).
b) используют достаточно прочный расклинивающий агент, способный выдержать давление породы без дробления/раскрошения.
c) размер гранул расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва выбирают таким образом, чтобы минимизировать ущерб проводимости упаковки расклинивающего агента, наносимый частицами (или их обломками) расклинивающего агента или породы, выносимыми в ствол скважины на этапе добычи или отбора. В зависимости от распределения выносимых частиц по размерам следует использовать соответствующий способ выбора гранул расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва. Выносимые частицы проппанта - это частицы проппанта, закачанного в трещину, которые образуются за счет раскрашивания проппанта под действием давления породы
Причем выносимые частицы породы в данном случае это частицы породы, образовавшиеся во время гидроразрыва пласта (разрыв трещины, закачка проппанта) за счет раскалывания породы, откалывания при взаимодействии с проппантом; а также частицы, которые образуются на протяжении всего жизненного цикла трещины, за счет процессов эрозии породы.
Размер гранул расклинивающего агента для завершающей стадии выбирают таким образом, чтобы выносимые частицы (породы или раскрошившегося расклинивающего агента, из которого сформированы кластеры раслинивающего агента в трещине) удовлетворяли критерию: D>14*d, где D и d это 50-й перцентиль размеров гранул расклинивающего агента для завершающей стадии и размеров выносимых частиц соответственно, т.е. 50% частиц имеют размер не больше D (или d), а другие не меньше 50%.
Альтернативой и дополнением к вышеперечисленным подходам является использование расклинивающего агента с максимальным размером частиц, которые могут быть закачаны в данную конкретную скважину, используя данное конкретное оборудование, и который может быть закачан в данную скважину/трещину, что обеспечивает увеличение пор, образующихся в упаковке расклинивающего агента, закаченного на завершающей стадии, после закрытия трещины, что доступны, в завершающей фазе гидроразрыва. Это обеспечит максимальную вероятность прохождения выносимых частиц через упаковку из агента применяемого в завершающей фазе гидроразрыва, и следовательно, сводит к минимуму риск закупоривания этой упаковки.
Рекомендуется выбирать наибольший крупный размер расклинивающего агента (например, 6/10 (здесь и далее Американская шкала для измерения размера частиц), или 8/14). В данном случае наиболее крупным размером считаются частицы с максимальным размером, которые могут быть закачены в данную конкретную скважину и с использованием имеющегося оборудования. Например, если максимальный размер частиц, который может быть прокачан в данном случае 3 мм, то использовать частицы с размером 3 мм, или с размером 2,5 мм. В частности, могут использоваться частицы с размером гранул от 0,4 до 8 мм или 0,8-3,5 мм, или 1,2-2,4 мм, или 1,4-1,6 мм, или 1,50±0,01 мм.
Эффективность расклинивающего агента более выражена в случае более узкого распределения по размерам (например, агент с частицами размером 8/10 более эффективен, чем агент с частицами размером 8/14).
Узкое распределение здесь означает такое распределение, в котором частицы наиболее близки (однородны) к одному размеру. Следовательно, частицы с распределением 8/10 подходят более, чем с распределением 8/14. В распределении 8/10 размер пор в упаковке расклинивающего агента больше, чем в упаковке с распределением 8/14. Во-первых, потому что в 8/10 частицы крупнее; во-вторых, потому что частицы более однородны по размеру. Таким образом, упаковка частиц с распределением 8/10 пропускает выносимые частицы эффективнее, чем упаковка с распределением 8/14. Размеры 8/10 и 8/14 здесь приводятся для примера. Наиболее узкое распределение характеризует разницу между размерами наибольших и наименьших гранул проппанта не более 50%, или не более 25%, или еще не более 10%.
В предложенном изобретении выбирают частицы расклинивающего агента с асимметричным отношением ширины к толщине или длине, в частности не менее 1:2 (например, расклинивающий агент со стержневидными частицами);
В рамках завершающей фазы гидроразрыва обеспечивают формирование каналов (либо посредством НРРА, либо иным образом) в упаковке расклинивающего агента. Такое формирование каналов обеспечивают, по меньшей мере, одним из способов:
закачивают жидкость гидроразрыва с расклинивающим агентом и наполнителем, который со временем разложится и образует пустоты/каналы;
после закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом закачивают жидкость с вязкостью меньшей, чем вязкость жидкости гидроразрыва. Менее вязкая жидкость проникает в более вязкую жидкость, разделяя расклинивающий агент на отдельные кластеры и образуя каналы, причем отношение вязкостей текучей среды гидроразрыва и текучей среды с меньшей вязкостью составляет 1:10-1:1000.
формируют каналы в уже размещенной упаковке расклинивающего агента за счет изменения формы волокон (распрямление/свертывание), добавленных в расклинивающий агент на стадии закачки.
Возможные примеры формирования каналов раскрыты в источниках информации «Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)» RU 2404359 или US 8,061,424 (В2) и «Неоднородное размещение в трещине расклинивающего агента с удаляемым каналообразующим наполнителем» US 7,581,590 (В2), патент № US 8,066,068 (B2).
Для добывающих скважин, а также скважин на этапе отработки (на этапе отбора из скважины жидкости закачанной во время гидроразрыва), снижение скорости жидкости обеспечивают путем искусственного ограничения объемной скорости добычи или отбора за счет частичного перекрывания канала добычи (отбора) на поверхности, например с помощью вентиля 113 на фиг. 1. Причем такое снижение может основываться на следующем отношении: произведение объемной скорости текучей среды (V) пласта/отработки (л/с) на вязкость (μ) текучей среды пласта/отработки (Па*с) не превышает 0,003 Па*л (например, не превышает 0,002 Па*л).
Другим способом снижения скорости добычи или отбора является увеличение участка трещины, занятого завершающей в рамках операций по гидроразрыву порцией жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом, которая не содержит каналов (для этого увеличивают длину импульса закачки завершающей порции расклинивающего агента).
Предложенная методика также может использоваться для нагнетания в трещины отработанного бурового раствора и бурового шлама при разработке месторождений скважинными системами, а также позволяет нагнетать жидкие промышленные отходы в пласты для захоронения. Причем на этапе нагнетания снижают объемную скорость нагнетаемой текучей среды так, чтобы произведение объемной скорости текучей среды пласта (V) (л/с) на вязкость μ (Па* с) нагнетаемой текучей среды не превышало 0,003 Па*л, например, не превышало 0,002 Па*л. Также возможно осуществлять снижение вязкости нагнетаемой текучей среды до 0,0003-0,001 Па*с, либо повышение температуры нагнетаемой текучей среды на поверхности 20-100°С.
В частности предложенная методика позволяет закачивать углекислый газ, предназначенный для утилизации в пласт. В случае использования этой методики для захоронения таких текучих сред, после завершения нагнетания текучей среды в пласт, предотвращают возврат нагнетаемой текучей среды обратно на поверхность, с целью захоронения в пласте нагнетаемой текучей среды. Такое прекращение поступления может быть реализовано посредством герметизации устья скважины либо закачки раствора, затвердевающего в пласте.
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов).
Описанные выше варианты осуществления не рассматриваются в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов).
Описанные выше варианты осуществления не рассматриваются в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.