RU2708747C1 - Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины - Google Patents
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708747C1 RU2708747C1 RU2019108697A RU2019108697A RU2708747C1 RU 2708747 C1 RU2708747 C1 RU 2708747C1 RU 2019108697 A RU2019108697 A RU 2019108697A RU 2019108697 A RU2019108697 A RU 2019108697A RU 2708747 C1 RU2708747 C1 RU 2708747C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- well
- formation
- opening
- packer
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта - ГРП). Способ включает строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) гидромеханический перфоратор, оснащенный пакером, в горизонтальный участок скважины. Производят вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером снизу вверх несколько раз. ГРП производят по межтрубному пространству скважины последовательно, каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающем допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня. Причем перед ГРП колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время ГРП следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков. Исходя из геологического строения пласта, наличия водоносных пропластков и т.п., а также, обрабатывая данные по наличию и интенсивности заколоных перетоков, принимают решение при необходимости об изоляции некоторых из них тампонирующим составом. Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия заколонных и межпластовых перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски незапланированного обводнения продукции.
Description
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта).
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2015 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, отличающийся тем, что 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, 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 гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб 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 гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта 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 гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.
Известен также способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2547892, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2015 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 гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, отличающийся тем, что 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 гибких труб спускают гидромеханический щелевой перфоратор и выполняют поинтервальную перфорацию в горизонтальном стволе скважины, извлекают колонну гибких труб с гидромеханическим щелевым перфоратором из скважины, демонтируют гидромеханический щелевой перфоратор, на нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят по интервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон, причем поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб 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 гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации, далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта 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.
Недостатками этих способов являются высокая стоимость и сложность реализации из-за большого количества операций, в том числе и спуско-подъемных (СПО), связанных с необходимостью разделения операций на вскрытие интервала, его изоляцию и непосредственно на гидроразрыв пласта (ГРП), при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами воздействия, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.
Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин (патент RU №2667171, МПК Е21В 43/267, Е21В 43/112, F04F 5/02, Е21В 29/00, опубл. 17.09.2018 Бюл. №26), включающий спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на, по крайней мере, одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близколежащих продуктивных пластов, после чего приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, далее, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора, далее производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением, далее приводят в рабочее состояние струйный насос и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность, после чего пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, связанная из-за однократного воздействия на пласт за один СПО, при большом интервале воздействия требуется несколько СПО для вскрытия интервалов пласта, их отсечения и последующего ГРП, при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, позволяющего расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.
Технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ гидромеханического перфоратора, оснащенного пакером, в горизонтальный участок скважины, вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером и проведение гидроразрыва пласта.
Новым является то, что вскрытие и изоляцию интервалов вскрытия производят снизу вверх, гидроразрывы производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающим допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня, причем перед гидроразрывом колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время гидроразрыва следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков, которые при необходимости изолируют нагнетанием тампонирующего состава.
Способ осуществляют следующим образом.
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины включает строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Спускают в скважину на колонне НКТ гидромеханический перфоратор, оснащенный пакером (см. патенты RU ПМ №102676, RU ПМ №158540 без струйного насоса, RU №2667171 без струйного насоса и т.п.), в горизонтальный участок скважины. На конструкцию перфораторов и пакеров, а также на способы их работы и установки авторы не претендуют. Производят вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером снизу вверх несколько раз. ГРП производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающем допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня. Причем перед ГРП колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время ГРП следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность перетоков за обсадной колонной (заколонные перетоки). Интервалы вскрытия перфоратором, установки пакера, показатели давления и скорости его изменения в колонне НКТ заносят в журнал или в базу данных для данной скважины. Исходя из геологического строения пласта, наличия водоносных пропластков и т.п., а также, обрабатывая данные по наличию и интенсивности заколоных перетоков, принимают решение при необходимости об изоляции некоторых из них тампонирующим составом (см патенты RU №2504650, RU №2228427, RU №2245988 и т.п.). При этом отсутствует необходимость проведения дорогостоящих дополнительных геофизических исследований после обводнения добываемой продукции с множеством СПО геофизического оборудования.
Пример конкретного выполнения
Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.
Объекты интенсификации: карбонатный коллектор в интервале 914-1191 м, обсажен и зацементирован 114 мм колонной. Расстояние до нижележащего водонасыщенного пласта 5 м.
Литология объекта: карбонатный коллектор (ср.абсолютная проницаемость 6,5 мД, ср.пористость 10%, глинистость 5%).
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 114 мм герметична. Допустимое давление на устье скважины для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня составляет 45 МПа (определено эмпирически).
Спускают колонну гидромеханический перфоратор с пакером на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм.
Проводят вскрытие пласта гидромеханическим перфоратором снизу вверх в интервале 1180-1182 м, плотностью 4 отв/п.м., всего 8 отверстий.
Предварительно для обеспечения связи с пластом доводят соляную кислоту с расходом 0,3 м3/мин (НСl 15% водный раствор) до интервалов перфорации в объеме 5 м3 для обеспечения связи с пластом. Закачку флюидов проводят по межколонному пространству между колонной НКТ и обсадной колонной. Определяют приемистость объекта ГРП Q-288 м3/сут при Рнач=19 МПа.
Производят отбор проб соляной кислоты (НСl 15% водный раствор) и технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление линейного геля на гуаровой основе.
В качестве жидкости разрыва используют линейный гель вязкостью 21 сПз и соляную кислоты (НСl 15% водный раствор), обеспечивающей инициацию, протравку и развитие трещины ГРП.
Проводят тестовую закачку, начальное давление Рнач=19,6 МПа, конечное давление Ркон=19,2 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.
Проводят основной процесс кислотного ГРП с закачкой линейного геля в объеме 13 м3, соляной кислоты 22 м3. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м3/мин при давлении на устье скважины 8,2 МПа.
Объем конечной продавки определяют, как сумму объема межколонного пространства между колоннами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны до кровли интервала перфорации. По окончании продавки кислотного состава насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, скважину оставляют для ожидания спада давления на устье до атмосферного.
Далее приподнимают компоновку на НКТ, проводят перфорацию в интервале 1141-1143 м гидромеханическим способом, плотностью 4 отв./п.м., всего 8 отверстий. После перфорации сажают пакер на глубине 1150 м с целью отсечения нижнего интервала. Аналогичным способом проводят кислотный ГРП путем закачки флюидов в межтрубное пространство. Одновременно ведут контроль за наличием заколонных перетоков путем установки манометра в НКТ на устье скважины.
Проводят тестовую закачку, начальное давление Рнач=8,7 МПа, конечное давление Ркон=8,7 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.
Проводят после установки пакера между второй и третьей зоной вскрытия основной процесс кислотного ГРП второй зоны с закачкой линейного геля в объеме 28 м3, соляной кислоты 28 м3. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м3/мин при давлении на устье скважины 8,15 МПа.
Далее последовательно проводят последовательную перфорацию и кислотный разрыв еще в трех зонах в интервалах 1055-1057 м, 998-1000 м, 950-952 м с последовательным отсечением пакером, установленном вместе с перфоратором, предыдущих зон ГРП.
Пример 2. Выполняют как пример 1 на другой скважине в том же пласте.
Перфорацию проводят гидромеханическим способом плотностью 3 отв./п.м., общее число отверстий на одну зон - 6. Процесс кислотного ГРП проводят и использованием в среднем 32 м3 соляной кислоты и 15 м3 линейного геля, средний расход в процессе закачки 1,5 м3/мин, среднее Руст=10,5 МПа. Всего выполнено 12 стадий ГРП.
В процессе ГРП после третьей стадии вскрытия (при установке пакера между второй и третьей зонами) выявлен заколонный переток между второй и третьей зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 7,2 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП во второй зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен. Был закачен тампонирующий состав (цементный раствор) до полной изоляции этого перетока. ГРП продолжен в следующих с 4 по 10 зонах и завершен без осложнений.
В процессе ГРП после 12 стадии вскрытия выявлен переток между 11 и 12 зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 5,5 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП в 11 и 12 зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен.
Обе добывающие скважины введены в эксплуатацию от 3 до 5 суток после завершения работ по ГРП. Коэффициент продуктивности отличается более чем в 10 раз в сравнении с аналогичными скважинами на участке. Среднесуточные дебиты на скважинах составили 48 т/сут, что выше средних значений на участке более чем в 8 раз, без увеличения обводненности продукции. Среднесуточный прирост нефти составил 35 т/сут.
При эксплуатации всех скважин не выявлено обводнения добываемой продукции от нижележащего водоносного пласта. Безводный эффект сохраняется в течение 1,5 лет, в то время как по прототипу повышение обводненности возникает сразу после вода в эксплуатацию скважины в 30% случаев.
Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия и интенсивности заколонных и межпластовых перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.
Claims (1)
- Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ гидромеханического перфоратора, оснащенного пакером, в горизонтальный участок скважины, вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером и проведение гидроразрыва пласта, отличающийся тем, что вскрытие и изоляцию интервалов вскрытия производят снизу вверх, гидроразрывы производят по межтрубному пространству скважины последовательно, каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающим допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня, причем перед гидроразрывом колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время гидроразрыва следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков, которые при необходимости изолируют нагнетанием тампонирующего состава.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (ru) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (ru) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708747C1 true RU2708747C1 (ru) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006699
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (ru) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708747C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2482268C1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа |
| 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 |
| RU2535549C1 (ru) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2638673C1 (ru) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для поинтервального гидроразрыва пласта |
| RU2667171C1 (ru) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) |
-
2019
- 2019-03-26 RU RU2019108697A patent/RU2708747C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2482268C1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа |
| 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 |
| RU2535549C1 (ru) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2638673C1 (ru) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для поинтервального гидроразрыва пласта |
| RU2667171C1 (ru) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| 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 | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| RU2667561C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины | |
| US20180073341A1 (en) | System For Inhibiting Flow Of Fracturing Fluid In An Offset Wellbore | |
| RU2565617C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2592582C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2612060C9 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| CN105041274A (zh) | 一种近距离两层油气藏合采工艺 | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| US10544663B2 (en) | Method of well completion | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2708747C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2538009C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2667242C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
| RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта |