Способ гидроразрыва пластов в скважинах

Способ гидроразрыва пластов в скважинах

Реферат

 

Изобретение относится к области интенсификации притоков пластовых флюидов в скважинах за счет гидроразрыва продуктивных пластов, а также может быть использовано для разрыва пластов в нагнетательных скважинах и для других скважинных операций, где требуется создание высоких импульсных давлений. Обеспечивает скомпенсированный гидроудар и увеличение времени гидроудара. Сущность изобретения: спускают заливочную колонну труб в зону гидроразрыва. Герметизируют заколонное пространство. Закачивают жидкость разрыва под давлением. Осуществляют гидроразрыв породы. Подают расклинивающий агент. Согласно изобретению перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость. После этого в заливочную колонну помещают разделительную пробку. Во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом, определяемым из математического выражения. При этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва. Подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва. 4 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области интенсификации притоков пластовых флюидов в скважинах за счет гидроразрыва продуктивных пластов, а также может быть использовано для разрыва пластов в нагнетательных скважинах и для других скважинных операций, где требуется создание высоких импульсных давлений.

Известен способ гидроразрыва пластов путем перфорации обсадной колонны и закачки жидкости через насадки в зону перфорации при расчетной подаче этой жидкости, обеспечивающей давление гидроразрыва пород [1].

Недостатком этого способа является необходимость использования высоконапорного дорогостоящего насосного оборудования и сложного подземного оборудования.

Наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является способ гидроразрыва пластов в скважинах, включающий спуск заливочной колонны в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва в заливочную колонну под давлением, осуществление гидроразрыва и подачу в зону разрыва (в трещины) расклинивающего материала [2].

Данный способ принят нами как прототип/ К его основным недостаткам можно отнести следующее:

1) необходимость герметизации затрубного пространства скважины для создания высокого давления на пласт (установка сложного подземного оборудования в виде пакера с якорем);

2) необходимость использования большого числа насосных агрегатов;

3) опасность разрыва эксплуатационной колонны в старых скважинах, особенно подверженных коррозийному износу;

4) ограниченность давления гидроразрыва возможностями существующего оборудования;

5) данным способом вскрываются, как правило, существующие трещины большой приемистости, куда уходит весь объем жидкости разрыва, а новых трещин в породе не создается.

Техническим результатом предлагаемого способа является реализация скомпенсированного ("мягкого") гидроудара, где используется кинетическая энергия столбов жидкости в колонном и заколонном объеме скважины с одновременным увеличением времени действия гидроудара.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе гидроразрыва пластов в скважинах, включающем спуск заливочной колонны труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва под давлением, осуществление гидроразрыва породы и подачу расклинивающего агента, перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость, после чего в заливочную колонну помещают разделительную пробку, а во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q₂, определяемым из соотношения

где Q₁ - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;

Q₂ - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;

S₁ - площадь проходного сечения заливочной колонны;

S₂ - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины, при этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва, а подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва. В качестве газа для вытеснения скважинной жидкости, например, используют воздух. В качестве расклинивающего агента, например, используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм. Время гидроудара регулируют путем изменения объема газовой пробки, а факт осуществления гидроразрыва пласта контролируют на устье скважины по окончании излива жидкости из заколонного пространства, после чего продолжают продавку расчетного объема жидкости разрыва, содержащей расклинивающий агент, в зону разрыва пласта.

Сущность предлагаемого способа можно дополнительно объяснить на примере рассмотрения движения потока жидкости с газовой пробкой по трубопроводу с переменным проходным сечением, что соответствует скважине, где внутреннее пространство заливочной колонны сообщено с заколонным пространством, имеющим увеличенное проходное сечение. При выходе пробки газа в расширенную часть трубопровода давление в ней резко падает за счет увеличения объема. Газовая пробка в гидродинамических условиях начинает сжиматься. Время сжатия газовой пробки до равновесного давления тем больше, чем больше объем пробки. В это время впереди идущий объем жидкости замедляет движение (тормозится), а позади идущий объем жидкости приобретает положительное ускорение. В результате происходит столкновение этих объемов жидкости (гидроудар) через газовую "подушку", давление в которой резко возрастает. Эта ситуация проиллюстрирована на фиг.1 и фиг.2, где на фиг.1: 1 - заливочная колонна, 2 - заколонное пространство, 3 - разделительная пробка, 4 - газовая пробка, стрелка указывает направление потока, а на фиг.2: Р - давление, L - длина.

Отличительной особенностью такого гидроудара является пологий фронт волны давления по сравнению с классическим гидроударом, как показано на фиг. 3, где в координатах давление (Р) - время (Т), график на фиг.2 характеризует обычный удар, а график на фиг.3 - гидроудар через газовую пробку ("подушку"). Тмгу - время "мягкого" гидроудара.

Наличие газовой "подушки", с одной стороны, смягчает гидравлический удар, а с другой стороны, создает необходимые условия для гидроразрыва пород за счет увеличения времени действия высокого давления. Процесс образования и развития трещин в породах происходит со скоростью звука, но для заполнения трещин жидкостью требуется определенное время. Это время (Тмгу) в оптимальной степени и обеспечивает реализацию скомпенсированного ("мягкого") гидроудара за счет регулирования объема газовой пробки.

Использование кинетической энергии движущегося потока, учитывая его общую массу, позволяет получать чрезвычайно высокое гидроударное давление, которое невозможно получить с помощью насосных гидроагрегатов. Это открывает возможность использовать для гидроразрыва пластов обычные насосы низкого давления.

Предлагаемый способ гидроразрыва пластов в скважинах может быть проиллюстрирован с помощью схемы, представленной на фиг.4. Схема включает скважину (1) с обсадной колонной (2) в зоне ее перфорации (3). В скважину (1) спускают заливочную колонну (4), например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). На нижнем конце заливочной колонны (4) устанавливают отражатель потока (5) закачиваемой жидкости. Кроме того, отражатель (5) выполняет функцию ловушки разделительной пробки (6).

Способ осуществляют следующим образом: в обсадную колонну (2) до подошвы пласта (7) спускают заливочную колонну (4), (внутренний объем которой находится в соотношении примерно 1:3 к объему заколонного пространства), оборудованную отражателем потока (5). В процессе спуска заливочная колонна заполняется скважинной жидкостью. Затем из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства скважинную жидкость вытесняют газом до максимально возможной глубины с помощью компрессора высокого давления. После этого в заливочную колонну (4) помещают разделительную пробку (6). Затем в заливочную колонну закачивают жидкость разрыва (8) с расклинивающим агентом. Одновременно в заколонное пространство закачивают дополнительную жидкость (9) с расходом

После заполнения жидкостью заколонного пространства до устья скважины ее прокачку прекращают, а закачку жидкости разрыва в заливочную колонну продолжают. В это время из заколонного пространства жидкость начинает изливаться. Ее количество контролируют. В момент прекращения излива жидкости заколонное пространство герметизируют на устье скважины. Прекращение излива свидетельствует о гидроразрыве пласта. Закачку жидкости разрыва все это время продолжают до окончания продавки ее расчетного объема в зону разрыва пласта.

После завершения процесса гидроразрыва пласта заколонное пространство открывается и производится промывка скважины.

Конкретный пример осуществления предлагаемого способа гидроразрыва пластов в скважинах.

Нефтяной пласт малодебитной скважины находится на глубине 1800 м. Вскрытая мощность пласта пулевой перфорацией составляет 10 м.

В скважину спускают заливочную колонну НКТ с наружным диаметром 73 мм и внутренним диаметром 63 мм на глубину 1810 м. Для подготовки скважины к гидроразрыву внутреннюю полость заливочной колонны и полость скважины опорожняют с помощью компрессора высокого давления (типа УКП-80) на глубину 1500 м. Затем в колонну НКТ спускают разделительную пробку, чтобы обеспечить разделение воздушной пачки от жидкости и через цементировочную головку подключают насосный агрегат (типа ЦА-400). Другой насосный агрегат подключают на долив воды в заколонное пространство скважины. После этого начинают одновременно закачку жидкости разрыва, содержащую расклинивающий агент, в трубы и долив жидкости в затрубье с производительностью

,

где Q₁ - производительность насоса, работающего на закачку в трубы;

q₂ - производительность насоса, работающего на долив в затрубье;

S₁ - площадь проходного сечения колонны НКТ,

S₂ - площадь проходного сечения затрубья.

Встречный долив в затрубье требуется для того, чтобы удержать воздушную пачку в трубах.

Когда затрубное пространство скважины будет заполнено, насос, работающий на долив, отключают и следят за изливом жидкости из скважины. При этом насос, работающий на закачку жидкости разрыва в колонну НКТ, продолжает работать. Как только излив жидкости из скважины прекратиться, необходимо тут же перекрыть затрубное пространство (например, с помощью превентора) и продолжить продавку жидкости разрыва до ее полного вытеснения в зону разрыва пласта. На этом процесс гидроразрыва (ГРП) можно считать законченным.

Расчетные параметры гидроударного ГРП

• Внутренний диаметр НКТ - 0,063 м

• Длина колонны НКТ - 1810 м

• Производительность закачки жидкости разрыва (Q₁) - 0,01 м³/сек

• Скорость потока в колонне НКТ - 3,3 м/сек

• Масса жидкости, движущейся внутри колонны НКТ - 6000 кг

При выходе газовой пачки из колонны НКТ в затрубье давление в ней резко падает.

В этот момент столб жидкости в затрубье остановится и пойдет вниз, а столб жидкости в трубах получит ускорение (). В зависимости от ускорения гидродинамическое давление массы жидкости разрыва в колонне НКТ будет

где S₂ - площадь сечения затрубья.

После выхода газовой пачки в затрубье давление в ней за счет столкновения столбов жидкости кратно возрастает. Согласно закону Бойля-Мариотта

где P₁, V₁ -давление и объем газовой пачки в НКТ;

P₂, V₂ - давление и объем газовой пачки в затрубье;

3 - коэффициент усиления давления.

Таблица.

Преимущества предлагаемого гидроударного способа разрыва пластов по сравнению с обычным ГРП

1. Постепенное нагнетание давления жидкости в изолированном подпакерном пространстве скважины, как правило, приводит к раскрытию существующих трещин (оживление старых флюидоподводящих каналов) и поэтому не дает ожидаемого результата (кратного увеличения притока). В нагнетательных скважинах обычный гидроразрыв часто раскрывает тонкие трещиноватые пропластки, куда потом (несмотря на увеличение общей приемистости) уходит весь объем нагнетаемой жидкости (т.е. по пути меньшего гидросопротивления), вследствие чего эффект вытеснения нефти из пласта сводится к нулю. В тех же условиях гидроударный способ ГРП создает новую сеть трещин, что открывает дополнительный дренаж в призабойной зоне и в итоге обеспечивает значительное увеличение приточности и приемистости пластов, а также эффективность вытеснения нефти при заводнении пласта.

2. Гидроударный способ ГРП инициирует большие кратковременные давления в зоне перфорации, которые нельзя создать при стационарном течении жидкости в силу ограничений по давлению насосных агрегатов и колонны НКТ.

3. При гидроударном способе ГРП отпадает необходимость в использовании пакера и сопутствующего ему гидравлического якоря, снижается опасность разрыва обсадной колонны, особенно в старых скважинах, где она сильно коррелирована.

4. Не требуется специальная отдельно закачиваемая жидкость для разрыва, эту функцию совмещает вязкая нефть, которая одновременно является носителем для расклинивающего материала.

5. Гидроударный разрыв пластов с помощью газовой пробки улучшает условия последующего вызова притока пластового флюида в скважину.

6. Гидроударный разрыв пластов позволяет решать задачу гидроразрыва даже в тех случаях, когда нет уверенности в надежном разобщении пластов. Часто при плохой изоляции затрубного пространства вследствие некачественного цементирования эксплуатационной колонны стандартный гидроразрыв дает отрицательные результаты, т.к. жидкость разрыва уходит по пути наименьшего гидросопротивления в смежные трещиноватые пласты и пропластки.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №457792, кл. Е 21 В 43/144, 1997 г.

2. Муравьев В.М. "Справочник мастера по добыче нефти". М., Недра, 1975, с.237-242.

Формула изобретения

1. Способ гидроразрыва пластов в скважинах, включающий спуск заливочной колонны труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва под давлением, осуществление гидроразрыва породы и подачу расклинивающего агента, отличающийся тем, что перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость, после чего в заливочную колонну помещают разделительную пробку, а во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q₂, определяемым из соотношения

где Q₂ - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;

Q₁ - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;

S₂ - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины;

S₁ - площадь проходного сечения заливочной колонны,

при этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва, а подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва.

2. Способ гидроразрыва пластов в скважинах по п.1, отличающийся тем, что в качестве газа для вытеснения скважинной жидкости используют воздух.

3. Способ гидроразрыва пластов в скважинах по п.1, отличающийся тем, что в качестве расклинивающего агента используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм.

4. Способ гидроразрыва пластов в скважинах по п.1, отличающийся тем, что время гидроудара регулируют путем изменения объема газовой пробки.

5. Способ гидроразрыва пластов в скважинах по п.1, отличающийся тем, что факт осуществления гидроразрыва пласта контролируют на устье скважины по окончании излива жидкости из заколонного пространства, после чего продолжают продавку расчетного объема жидкости разрыва, содержащей расклинивающий агент, в зону разрыва пласта.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4