СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ
SEAM HYDRO FRAC IN WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта для интенсификации добычи нефти.
Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2460875, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.2012 г.), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ - ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой, при этом нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:
п
Vг=k·h,
3
где Vг - объем жидкости разрыва, м;
3
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м/м;
п
h - толщина продуктивной части пласта, м,
3
3
герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта исходя из объема 0,2 м кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, ограниченная область применения, так как данный способ реализуется только при гидравлическом разрыве карбонатного пласта с подошвенной водой;
- во-вторых, малая эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП), связанная с развитием трещин в процессе проведения ГРП в основном в вертикальном направлении, а не в горизонтальном, поэтому высока вероятность прорыва подошвенной воды сразу после ее изоляции;
- в-третьих, краткосрочный эффект от ГРП, так как трещины в пласте не крепятся проппантом, а обрабатываются расклинивающим агентом.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК E21B 43/26, опубл. 27.01.2013 г.), 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, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, причем перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП - колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:
г
п,
V=K·H
г
3
где V - суммарный объем жидкости разрыва, м;
3
K - коэффициент перевода (K=11-12), м/м;
п
H - высота интервала перфорации пласта, м,
г
г
г
3
3
3
3
3
3
3
3
общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 V - объем сшитого геля, а 1/3 V - линейный гель, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сПа до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 V объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш с расходом 1,5-2 м/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м до 1000 кг/м, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сПа с добавлением проппанта фракции 20-40 меш со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м до 1000 кг/м, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, малая эффективность ГРП, связанная с развитием трещин в процессе проведения ГРП в основном в вертикальном направлении, а не в горизонтальном, что в итоге приводит к снижению нефтеотдачи пласта при его последующей эксплуатации;
- во-вторых, развитие трещин в вертикальном направлении может привести к прорыву в пласт подошвенной воды и/или воды из близлежащего верхнего водоносного пласта (при его наличии) и обводнению добываемой продукции;
- в-третьих, сложный и продолжительный технологический процесс осуществления ГРП, связанный с закачкой двух типов гелированной жидкости разрыва с различной динамической вязкостью, проппанта различных фракций и концентраций и т.д.;
- в-четвертых, низкая фильтрационная способность трещин в призабойной зоне скважины после проведенного ГРП, что обусловлено циклической закачкой попеременно проппанта фракций 12-18 меш и 20-40 меш.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ГРП за счет гидравлического разрыва пласта с образованием и развитием трещин в горизонтальном направлении и повышения фильтрационной способности трещин в призабойной зоне скважины, а также упрощение технологического процесса осуществления ГРП и сокращение его продолжительности.
Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим 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, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
Новым является то, что в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ - так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: жидкость разрыва и жидкость-носитель - и производят поочередную закачку жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом в 5 циклов равными порциями, для циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с целью закрепления трещины используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя, при этом в один цикл производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями: по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности, чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности, чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ, при этом циклическую закачку жидкости разрыва для образования и развития трещин в пласте осуществляют по колонне ГТ, выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ, извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине реализуют следующим образом.
Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. в Бюл. №16 от 10.06.2009 г.
Далее в скважину 1 спускают колонну труб 3, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 размещался на уровне кровли 5 пласта 6. После чего производят посадку пакера 4 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).
Таким образом, герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.
В колонну труб 3 спускают колонну гибких труб - ГТ 8 - так, чтобы нижний конец колонны ГТ 8 размещался ниже конца колонны труб 3 и посередине пласта 6.
Например, при высоте интервала перфорации Н=5 м серединой пласта 6 является значение H/2=5/2=2,5 м. Таким образом, нижний конец колонны ГТ 8 находится ниже конца колонны труб 3 на 2,5 м.
На устье скважины 1 с помощью устьевого сальника 9 герметизируют пространство между колонной труб 3 и колонной ГТ 8. На устье скважины 1 нагнетательные линии колонны труб 3 и колонны ГТ 8 оснащают вентилями 10 и 11 соответственно.
Далее определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:
V=k·H,
3
где V - общий объем гелированной жидкости разрыва, м;
3
k=11-12 - коэффициент перевода, м/м, примем k=12;
H - высота интервала перфорации пласта, м.
3
Подставляя в формулу значения: V=k·H=12·5=60 м, получают общий объем гелированной жидкости разрыва.
3
В качестве гелированной жидкости разрыва используют любую известную жидкость, например сшитый гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в заявке RU №2008136865, МПК С09К 8/512, опубл. в Бюл. №8 от 20.03.2010 г., плотностью 1100 кг/м, или гель на водной основе, который готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава, например см. монографию Рябоконя С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин ОАО НПО «Бурение», 2006 г. - с.118.
3
3
3
3
3
3
г
н
Разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва (V=60 м) на две равные части (60 м/2) по 30 м: объем гелированной жидкости разрыва V, предназначенный для образования и развития трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' в пласте 6, и объем гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости-носителя V, предназначенный для доставки в трещины 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' проппанта с целью их закрепления. Далее производят поочередную закачку гелированной жидкости разрыва (Vг=30 м) и жидкости-носителя (Vн=30 м) с проппантом в 5 циклов равными порциями, т.е. в каждой порции по 6 м гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.
Причем циклическую закачку гелированной жидкости разрыва для образования и развития трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' в пласте 6 осуществляют по колонне ГТ 8 при открытом вентиле 11.
Для циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с целью закрепления трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя.
3
3
1
2
В один цикл при открытых вентилях 10 и 11 производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями Vнi=6 м/2=3 м: по колонне труб 3 закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности (ρ), чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности (ρ), чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ 8.
Один цикл закачки осуществляют следующим образом.
3
3
3
3
При открытом вентиле 11 по колонне ГТ 8 производят закачку гелированной жидкости разрыва в объеме 6 м с образованием и развитием трещины 12', затем открывают вентиль 10 и производят одновременную закачку двумя равными порциями: жидкость-носитель с проппантом с плотностью больше плотности жидкости-носителя в объеме 3 м и жидкость-носитель с проппантом с плотностью меньше плотности жидкости-носителя в объеме (6 м/2)=3 м.
2
1
3
3
Причем по колонне ГТ 8 в трещину 12' закачивают проппант с плотностью (ρ) больше плотности жидкости-носителя (в объеме 3 м) и по колонне труб 3 в трещину 12' закачивают жидкость-носитель с проппантом плотностью (ρ) меньше плотности жидкости-носителя (в объеме 3 м). Таким образом, происходит один цикл поочередной закачки гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.
1
В качестве проппанта с плотностью меньшей (ρ), чем плотность жидкости-носителя, применяют, например, микросферы алюмосиликатные полые, которые выпускают по ТУ 5712-002-84800065-2009 под маркой МАС-500 (фр. 20-500 мкм), или «легкий проппант», описанный в патенте RU №2472837, МПК C09K 8/80, опубл. 20.01.2013 г.
1
1
3
3
Эти легковесные материалы на алюмосиликатных микросферах обладают относительно высокой прочностью, термостойкостью и повышенной устойчивостью к высоким температурам и агрессивным средам. Например, проппант меньшей плотности имеет плотность ρ=450 кг/м, плотность жидкости-носителя ρ=1100 кг/м (ρ<ρ).
2
2
2
3
В качестве проппанта с плотностью большей (ρ), чем плотность жидкости-носителя, применяют, например, керамический проппант высокой плотности, производимый компанией «Zutel» Songlou Industrial Zone, Xinmi, Henan, China, или проппант, выпускаемый Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь), изготавливаемый по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия». Например, такой проппант большей плотности, имеет плотность ρ=1700 кг/м (ρ>ρ).
3
3
3
2
1
После чего задвижку 10 закрывают и производят закачку гелированной жидкости разрыва в объеме 6 м с образованием и развитием трещины 12'', далее открывают задвижку 10 и производят одновременную закачку равными порциями по колонне ГТ 8 в объеме 3 м проппанта с плотностью ρ больше плотности жидкости-носителя и по колонне труб 3 в объеме 3 м проппант плотностью ρ меньше плотности жидкости-носителя. Таким образом, происходит второй цикл поочередной закачки гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.
Аналогичным образом выполняют оставшиеся 3 цикла закачки с образованием и закреплением трещин 12''', 12'''', 12'''''.
Таким образом, производят пять циклов поочередной закачки жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.
В процессе реализации способа происходит осаждение проппанта меньшей плотности, чем плотность жидкости-носителя, внизу трещины, а проппанта большей плотности, чем плотность жидкости-носителя, вверху трещины, что позволяет минимизировать развитие трещин в вертикальном направлении и обеспечить их максимальное развитие в горизонтальном направлении.
Применение одной гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости разрыва и жидкости-носителя позволяет сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.
2
В процессе циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с плотностью большей (ρ), чем плотность жидкости-носителя, увеличивают фракции проппанта с каждым циклом. Например, в первом цикле в колонну труб 3 закачивают проппант фракции 30/50, во втором цикле - проппант фракции 20/40, в третьем цикле - проппант фракции 16/30, в четвертом цикле - проппант фракции 16/20, в пятом цикле - проппант фракции 12/18 меш, т.е. от цикла к циклу увеличивают размер зерен проппанта, что позволяет повысить фильтрационную способность трещин в призабойной зоне скважины и повысить эффективность реализации способа.
После завершения закачки в 5 циклов выдерживают скважину 1 на стравливание давления, например течение 40 мин.
Производят разгерметизацию на устье скважины 1 пространства между колонной труб 3 и колонной ГТ 8 (демонтируют устьевой сальник 9). Извлекают колонну ГТ 8 из колонны труб 3, производят распакеровку и извлечение пакера 4 с колонной труб 3 из скважины 1.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность ГРП за счет гидравлического разрыва пласта с образованием и развитием трещин в горизонтальном направлении и повышения фильтрационной способности трещин в призабойной зоне скважины, а также упростить и сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.