RU2613403C1 - Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2613403C1 RU2613403C1 RU2016102858A RU2016102858A RU2613403C1 RU 2613403 C1 RU2613403 C1 RU 2613403C1 RU 2016102858 A RU2016102858 A RU 2016102858A RU 2016102858 A RU2016102858 A RU 2016102858A RU 2613403 C1 RU2613403 C1 RU 2613403C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- interval
- saturated
- hydraulic fracturing
- reservoir
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 69
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 35
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- -1 phosphate ester Chemical class 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCLVNIZJEKLGFA-UHFFFAOYSA-H bis(4,5-dioxo-1,3,2-dioxalumolan-2-yl) oxalate Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]C(=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)C([O-])=O ZCLVNIZJEKLGFA-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала. После бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП; упрощении технологического процесса реализации ГРП; повышении надежности проведения ГРП; увеличении охвата продуктивного пласта трещинами разрыва. 1 табл., 6 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, в частности месторождений, имеющих продуктивные пласты различной толщины с низкими коллекторскими фильтрационно-емкостными свойствами, путем гидравлического разрыва пласта.
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2015 г., бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.
В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб (ГТ), оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью, так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны ГТ от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну ГТ через гидропескоструйный перфоратор. По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны ГТ от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну ГТ с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины, по окончании проведения ГРП во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.
Недостатки данного способа:
- во-первых, низкая эффективность, связанная с тем, что способ реализуют без учета нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины, при этом толщина продуктивного пласта может колебаться в широких пределах от 1 до 40 м, поэтому в одном случае трещина может выйти за пределы продуктивного пласта, что может вызвать водопроявление и, как следствие, последующее обводнение, а в другом случае трещина может оказаться короткой и не позволит полностью охватить продуктивный пласт;
- во-вторых, сложный и трудоемкий технологический процесс, связанный с привлечением колонны ГТ, при этом возможны закупорка колонны ГТ при продавливании через них проппанта и преждевременный скачок давления при продавке проппанта;
- в-третьих, низкая надежность, связанная с высокой вероятностью смятия хвостовика вследствие выполнения группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м, что вызывает ослабление конструкции скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ГРП в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2547892 МПК E21B 43/267, опубл. 10.04.2015 г., бюл. №10), включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины, при этом горизонтальный ствол скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения, спускают обсадную колонну в скважину и цементируют, затем на колонне ГТ спускают гидромеханический щелевой перфоратор и выполняют поинтервальную перфорацию в горизонтальном стволе скважины, извлекают колонну ГТ с гидромеханическим щелевым перфоратором из скважины, демонтируют гидромеханический щелевой перфоратор, на нижний конец колонны ГТ устанавливают заглушку и монтируют на колонне ГТ два пакера, при этом между пакерами в колонне ГТ выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну ГТ с пакерами и производят поинтервальный ГРП через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон, причем поинтервальный ГРП начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне ГТ через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну ГТ для проведения ГРП в следующий интервал перфорации, далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны ГТ в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну ГТ с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем.
Недостатки данного способа:
- во-первых, низкая эффективность, связанная с тем, что способ реализуют без учета нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины, при этом толщина продуктивного пласта может колебаться в широких пределах от 1 до 40 м, поэтому в одном случае трещина может выйти за пределы продуктивного пласта, что может вызвать водопроявление и, как следствие, последующее обводнение, а в другом случае трещина может оказаться короткой и не позволит полностью охватить нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта;
- во-вторых, сложный технологический процесс, связанный с привлечением колонны ГТ, двухпакерной компоновки с последовательной посадкой пакеров в горизонтальном стволе скважины;
- в-третьих, низкая надежность, связанная с негерметичной посадкой одного или сразу двух пакеров, а также возможность закупорки колонны ГТ при продавливания через них проппанта и, как следствие, резкого скачка давления в процессе ГРП;
- в-четвертых, небольшой охват продуктивного пласта горизонтальным стволом скважины до 200-250 м при его вскрытии, когда горизонтальный ствол бурят в продуктивном пласте параллельно направлению минимального главного напряжения.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ГРП в горизонтальном стволе скважины за счет снижения обводненности, увеличения охвата пласта воздействием, упрощение технологического процесса проведения ГРП путем исключения применения двухпакерной компоновки и колонны ГТ, а также повышение надежности проведения ГРП за счет исключения негерметичной посадки пакеров или закупорки колонны ГТ, увеличение охвата продуктивного пласта за счет создания и образования трещины в направлении, перпендикулярном минимальному напряжению пород в пласте.
Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом перфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала.
Новым является то, что после бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.
На фиг. 1 схематично изображен способ ГРП в горизонтальном стволе скважины с учетом толщины продуктивного пласта.
На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации скважины.
На фиг. 3 схематично изображен устьевой фланец с метками и колонна труб с риской в процессе проведения ГРП.
На фиг. 4 схематично изображен способ ГРП в горизонтальном стволе скважины в процессе проведения ГРП.
На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.
На фиг. 6 схематично изображено окончание реализации способа.
Способ ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта.
После бурения горизонтального ствола 1 скважины, например, длиной 250 м, проводят геофизические исследования и определяют нефтенасыщенные интервалы 2', 2'', 2'''…2n продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом 1 скважины, и их соответствующие толщины h1, h2, h3…hn и длины L1, L2, L3…Ln.
Например, определяют три нефтенасыщенных интервала 2', 2'', 2''' с указанием толщин h1, h2, h3 и их соответствующих длин L1, L2, L3.
Определение нефтенасыщенных интервалов 2', 2'', 2''' продуктивного пласта вскрытого скважиной, и соответствующих толщин h1, h2, h3 выполняют по данным геофизических исследований (ГИС) согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии РФ (Минприроды РФ) от 15.05.2014 г. №218 «Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной толщины пласта по залежи углеводородного сырья», при этом нефтенасыщенную толщину пласта определяют в каждой скважине по прямым качественным признакам коллектора. Если определение по прямым признакам невозможно из-за ограниченного комплекса или низкого качества диаграмм ГИС, а также сложной структуры коллектора, определение производят с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных характеристик.
По результатам ГИС или с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных характеристик (при невозможности определения толщины интервала продуктивного пласта по ГИС) по длине горизонтального ствола 1 скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов 2', 2'', 2''' продуктивного пласта с указанием толщин h1, h2, h3 и их длин L1, L2, L3 (см. фиг. 1). Рассмотрим три интервала 2', 2'', 2'''.
Интервал 2': h1=16 м и L1=35 м.
Интервал 2'': h2=7 м и L2=28 м.
Интервал 2''': h3=28 м и L3=42 м.
Производят спуск обсадной колонны 3 в горизонтальный ствол 1 скважины и цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной 3 и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола 1 скважины. С целью создания гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом производят перфорацию обсадной колонны 3. В нефтенасыщенных интервалах 2' и 2''' продуктивного пласта с толщиной от 10 м производят гидромеханическую перфорацию. Гидромеханическую перфорацию производят последовательно, сначала в интервале 2', ближайшем к забою скважины с целью исключения прихвата перфоратора, а затем в интервале 2''' продуктивного пласта следующим образом.
По периметру обсадной колонны 3 в направлении от забоя к устью горизонтального ствола 1 скважины выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий.
Для этого в горизонтальный ствол 1 скважины (см. фиг. 1) на колонне труб 4 спускают гидромеханический перфоратор (на фиг. 1 показан условно) в интервал 2', ближайший к забою, толщиной h1=16 м и длиной L1=35 м. Например, используют гидромеханический перфоратор конструкции института «ТатНИПИнефть» в зависимости от диаметра обсадной колонны.
Если горизонтальный ствол 1 обсажен обсадной колонной диаметром 168 мм, то в соответствии с таблицей используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168, имеющий площадь сечения одного перфорированного отверстия, равную 480 мм2.
Перфорируют интервал 2' (см. фиг. 1 и 2) продуктивного пласта выполнением, например, шести пар отверстий (прямоугольного сечения) 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' снизу вверх с подъемом и поворотом колонны труб на 30° при каждом последующем проколе (выполнении одной пары отверстий).
Высоту 1 подъема колонны труб 4 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' определяют как длину L1=35 м интервала 2 продуктивного пласта, разделенную на семь равных частей.
Например, при длине L1=35 м интервала 2' высота l между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', а также от начала интервала 2' до пары отверстий 5', 5'' и от пары отверстий 10', 10'' до конца интервала 2' будет равна:
l=L1/7=35 м/7=5 м.
В процессе реализации способа необходимо получить шесть пар отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' с равным углом поворота 30° между ближайшими парами. Например, между парой отверстий 7' и 7'' (см. фиг. 2) угол поворота снизу относительно отверстий 6' и 6'' и выше относительно отверстий 8' и 8'' составляет 30°.
С этой целью применяют устьевой фланец (на фиг. 3 показан условно), имеющий насечки 11', 11'', 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' по периметру с углом 30° (см. фиг. 2 и 3) соответствующие каждой паре отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.
На колонне труб 4 наносят одну риску 12 (см. фиг. 3 показана условно), например, в виде квадратной выборки со сторонами 20 мм и глубиной 2 мм на поверхности колонны труб 4.
Размещают риску 12 колонны труб 4 с гидромеханическим перфоратором напротив отметки 11' устьевого фланца скважины.
Приподнимают колонну труб 4 (см. фиг. 1) с гидромеханическим перфоратором от начала интервала 2' (ближайшего к забою) продуктивного пласта на высоту l=5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины с помощью гидромеханического перфоратора (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.
Затем вновь приподнимают колонну труб 4 с гидромеханическим перфоратором вверх на высоту l=5 м, при этом поворачивают колонну труб 4 до размещения ее риски 12 напротив метки 11'' на устьевом фланце, например, по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора пары отверстий 6' и 6'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины.
Далее аналогичным образом, поворачивая колонну труб 4 по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны труб 3 с метками 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' выполняют еще четыре соответствующих пары отверстий 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' в интервале 2' горизонтального ствола 1 скважины.
Направление перфорации от забоя к устью в горизонтальном стволе 1 скважины выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора при их выдвижении ранее выполненными парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''. Таким образом, в интервале 2' (см. фиг. 1) горизонтального ствола 1 скважины получают перфорационные отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.
Аналогичным образом, как в интервале 2', перемещением гидромеханического перфоратора в интервал 2'' выполняют гидромеханическую перфорацию в интервале 2'' (h2=7 м и L2=28 м). При длине L2=28 м интервала 2'' длина l между парами отверстий (см фиг. 2) будет равна:
l=L2/7=28 м/7=4 м.
После чего перемещают гидромеханический перфоратор в интервал 2''' и выполняют гидромеханическую перфорацию в интервале 2''' (h3=28 м и L3=42 м). При длине L3=42 м интервала 2''' длина l между парами отверстий (см. фиг. 2) будет равна:
l=L3/7=42 м/7=6 м.
Выполнение шести пар отверстий с поворотом 30° позволяет создать направления образования трещины (см. фиг. 4 и 5) в продуктивном пласте при последующем проведении ГРП в интервалах 2', 2'' и 2''' в направлении, перпендикулярном минимальному напряжению пород в пласте (см. фиг. 5). Это обусловлено тем, что направление одной из пар отверстий, например, 7' и 7'', в нефтенасыщенном интервале 2' совпадет с направлением, перпендикулярным минимальному напряжению пород в продуктивном пласте, что позволит увеличить охват нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта трещиной.
Аналогично направления пар отверстий совпадут с направлениями, перпендикулярными минимальному напряжению пород в продуктивном пласте и в двух других нефтенасыщенных интервалах 2'' и 2''' продуктивного пласта.
После проведения гидромеханической перфорации во всех интервалах 2', 2'' и 2''' продуктивного пласта извлекают колонну труб 4 с гидромеханическим перфоратором из скважины. Спускают колонну труб 4 с пакером 13 (см. фиг. 4) для проведения поинтервального ГРП в нефтенасыщенный интервал 2' продуктивного пласта.
Затем в направлении от забоя к устью в каждом перфорированном нефтенасыщенном интервале 2', 2'' и 2''' обсадной колонны 3 производят поинтервальный ГРП, начиная с интервала 2'. ГРП производят последовательно с отсечением каждого интервала после проведения ГРП.
Нефтенасыщенный интервал 2' продуктивного пласта имеет толщину h1=16 м.
При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3.
Закачкой геля на углеводородной основе по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2' продуктивного пласта образуют широкие трещины разрыва 14 длиной до 16 м (см. фиг. 4). Трещины разрыва 14 крепят закачкой проппанта фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3 в несущей жидкости, в качестве которой используют гель на углеводородной основе, при помощи которого производили образование трещин разрыва 14.
Гель на углеводородной основе (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 152), т.е. загущенная нефть, приготовленная растворением и суспензированием оксалата алюминия (алюминиевой соли фосфатного эфира) в углеводородах, имеет низкую вязкость, потери давления в трубах, высокую несущую способность проппанта в трещине, позволяет создать широкие трещины и имеет высокую концентрацию проппанта.
По окончании выполнения ГРП в интервале 2' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины, спускают в интервал между нефтенасыщенными интервалами 2' и 2'' продуктивного пласта на колонне труб 4 разбуриваемый пакер 15' и сажают его, после чего извлекают колонну труб 4 и приступают к проведению ГРП во втором нефтенасыщенном интервале 2'' продуктивного пласта.
Спускают колонну труб 4 с пакером 13 (см. фиг. 4) для проведения поинтервального ГРП в нефтенасыщенный интервал 2'' продуктивного пласта.
Нефтенасыщенный интервал 2'' продуктивного пласта имеет толщину h2=7 м.
При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины.
Для этого закачкой кислотного геля по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта под давлением ГРП производят кислотную обработку каверн 16 нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта (см. фиг. 4) без крепления проппантом.
Кислотные гели - это водные сшитые гели полимеров, например, полиакриламид с содержанием 5%-ной соляной кислоты (HCl) и временного деструктора, например, персульфата аммония (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 151).
Такое кислотное воздействие позволяет повысить производительность скважины, вследствие кислотной обработки каверн 16 нефтенасыщенного интервала 2'' продуктивного пласта и увеличения проницаемости пласта под действием кислоты.
По окончании выполнения ГРП в интервале 2'' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины, спускают в интервал между нефтенасыщенными интервалами 2'' и 2''' продуктивного пласта на колонне труб 4 разбуриваемый пакер 15'' и сажают его, после чего извлекают колонну труб 4 и приступают к проведению ГРП в третьем нефтенасыщенном интервале 2''' продуктивного пласта.
Нефтенасыщенный интервал 2''' продуктивного пласта имеет толщину h3=28 м.
При толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью и креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.
Закачкой водного геля с поперечной связью по колонне труб 4 через интервалы перфорации нефтенасыщенного интервала 2''' продуктивного пласта образуют трещины разрыва 17 шириной 1-2 мм и длиной до 28 м (см. фиг. 4).
Трещины разрыва 17 крепят закачкой проппанта фракции 12/18 концентрацией до 1200 кг/м3 в несущей жидкости, в качестве которой используют тоже водный гель с поперечной связью, на котором производили образование трещин разрыва 17.
Водные гели с поперечной связью - это гели на основе сшитых гуаровых и гидроксипропилгуаровых смол с добавками временного деструктора, например, персульфата аммония (Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - с. 150).
Водные гели с поперечной связью применимы для массированного ГРП в пластах с большой толщиной для создания узких и длинных трещин высокой проводимости и имеют высокую и сверхвысокую концентрацию проппанта. По окончании выполнения ГРП в интервале 2''' извлекают колонну труб 4 с пакером 13 из скважины.
Упрощается технологический процесс проведения ГРП, так как в предлагаемом способе исключено привлечение колонны ГТ и двухпакерной компоновки с последовательной посадкой пакеров в горизонтальном стволе скважины для реализации способа.
Спускают в горизонтальный ствол 1 скважины колонну труб с долотом (на фиг. 1-6 не показано) и последовательно разбуривают сначала разбуриваемый пакер 14'', а затем 14'. Извлекают колонну труб 4 с долотом из скважины, при этом проход в горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 6) скважины открыт, оснащают насосным оборудованием и запускают ее в эксплуатацию.
В результате внедрения предлагаемого способа повышается эффективность проведения ГРП, так как способ реализуют с учетом нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, вскрытой горизонтальным стволом скважины в интервале проведения ГРП, при этом в зависимости от толщины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта подбирается жидкость разрыва (гель), определяющая развитие трещины по ширине и в длину, с креплением или без крепления.
Это позволяет, с одной стороны, исключить обводнение скважины (водопроявление) за счет прорыва трещины в водоносную зону, а с другой - развить трещину таким образом, чтобы она полностью охватила нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта.
Повышается надежность реализации способа, так как снижается вероятность негерметичной посадки вследствие применения не двух, а одного пакера, а также исключается возможность закупорки колонны ГТ при продавливании через них проппанта и, как следствие, резкого скачка давления.
Предлагаемый способ ГРП в горизонтальном стволе скважины позволяет:
- повысить эффективность ГРП;
- упростить технологический процесс реализации ГРП;
- повысить надежность проведения ГРП;
- увеличить охват продуктивного пласта трещинами разрыва.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала, отличающийся тем, что после бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016102858A RU2613403C1 (ru) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016102858A RU2613403C1 (ru) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2613403C1 true RU2613403C1 (ru) | 2017-03-16 |
Family
ID=58458406
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016102858A RU2613403C1 (ru) | 2016-01-28 | 2016-01-28 | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2613403C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112983385A (zh) * | 2021-05-12 | 2021-06-18 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 碎软低渗煤层顶板或底板分段压裂水平井煤层气抽采方法 |
| RU2759109C1 (ru) * | 2021-04-11 | 2021-11-09 | Артур Фаатович Гимаев | Способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2305755C2 (ru) * | 2005-08-22 | 2007-09-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Способ эксплуатации залежи углеводородов |
| US20080210424A1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-09-04 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and Method of Fracturing |
| US20110036571A1 (en) * | 2007-07-03 | 2011-02-17 | Ivan Vitalievich | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing |
| RU2526062C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2539469C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2544931C1 (ru) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки карбонатной нефтяной залежи |
| RU2547892C1 (ru) * | 2014-03-26 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
-
2016
- 2016-01-28 RU RU2016102858A patent/RU2613403C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2305755C2 (ru) * | 2005-08-22 | 2007-09-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Способ эксплуатации залежи углеводородов |
| US20080210424A1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-09-04 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and Method of Fracturing |
| US20110036571A1 (en) * | 2007-07-03 | 2011-02-17 | Ivan Vitalievich | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing |
| RU2526062C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2539469C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2547892C1 (ru) * | 2014-03-26 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2544931C1 (ru) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки карбонатной нефтяной залежи |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2759109C1 (ru) * | 2021-04-11 | 2021-11-09 | Артур Фаатович Гимаев | Способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации |
| CN112983385A (zh) * | 2021-05-12 | 2021-06-18 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 碎软低渗煤层顶板或底板分段压裂水平井煤层气抽采方法 |
| CN112983385B (zh) * | 2021-05-12 | 2021-08-10 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 碎软低渗煤层顶板或底板分段压裂水平井煤层气抽采方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| US9784085B2 (en) | Method for transverse fracturing of a subterranean formation | |
| RU2401942C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2561420C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин | |
| RU2591999C1 (ru) | Способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2401943C1 (ru) | Способ проведения направленного гидроразрыва пласта в двух горизонтальных стволах скважины | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| RU2612060C9 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
| RU2592582C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2351751C2 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта |