Технология гидравлического разрыва пласта

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет ликвидации заколонных перетоков при проведении гидроразрыва.

Для решения поставленной задачи при гидравлическом разрыве пласта, включающем закачку в пласт жидкости разрыва с использованием в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления от расчетного давления разрыва пласта герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9.

Оптимальный объем суспензии определяется по формуле:

V = 10рDL(h+h1+h2)

где D - диаметр обсадной колонны, м;

L - средняя толщина щели негерметичности за колонной, м;

h - мощность продуктивного пласта, м;

h1 - мощность вышележащего изолирующего пласта, м;

h2 - мощность нижележащего изолирующего пласта, м.

В начальный период закачки давление поддерживают на уровне 0,9 от давления разрыва пласта в течение времени

где Z - обводненность продукции скважины;

Pп - пластовое давление, МПа;

Pз - забойное давление, МПа,

Gн - дебит нефти, м 3/сут;

P - давление разрыва пласта, МПа,

mв - вязкость воды в пластовых условиях, м 2/с;

mж - вязкость жидкости с кольматирующими добавками в пластовых условиях, мІ/с.

В качестве жидкости с кальматирующими добавками может быть использована глинистая водонефтяная суспензия с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т и стабилизированная карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема.

Способ может быть реализован следующим образом. В выбранную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, устанавливаемым на 2-3 м выше продуктивного пласта. После промывки скважины в затрубное пространство через НКТ вводят расчетное количество жидкости с кольматирующими добавками, например, стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, уровень которой поднимают до пакера доливом в НКТ основного состава жидкости, подготовленной для проведения разрыва пласта. Это может быть любая известная жидкость, например водонефтяная дисперсия, содержащая в своей основе углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество и минерализованную воду [3]. Производят посадку пакера и опрессовку НКТ, после чего подключают НКТ к силовому насосу, и начинают закачку основного состава под давлением не более 0,9 от расчетного давления разрыва пласта. После поглощения жидкости с кольматирующими добавками давление поднимают до величины, обеспечивающей разрыв пласта.

Описанный вариант предпочтителен при продуктивности скважин до 3 м 3/МПа в сутки, если продуктивность больше, то порядок проведения работ может быть изменен. В этом случае после спуска колонны НКТ с пакером проводят промывку скважины, посадку пакера и опрессовку НКТ. Затем в скважину подают жидкость гидроразрыва, при этом в качестве первой порции закачивают жидкость с кольматирующими добавками, а давление в начальный период поддерживают на уровне 0,9 от расчетного давления гидроразрыва. гидравлический пласт нефть скважина

В начальный период закачки жидкость преимущественно проникает в трещины и промытости в цементном камне. Кольматирующие добавки забивают их, уплотняются и восстанавливают герметичность заколонного цементного камня.

Давление 0,9 от расчетного давления поддерживают до поглощения основного количества жидкости с кольматирующими добавками. При отсутствии поглощения или возможности контроля за объемом жидкости это давление выдерживают в течение времени ф . При повышении давления до разрыва пласта оставшаяся в скважине жидкость с кольматирующими добавками продавливаются в раскрывшуюся трещину. Количество этой жидкости по сравнению с количеством основной части жидкости разрыва незначительно и не может оказать заметного влияния на проницаемость продуктивного пласта.

Пример. Для гидроразрыва пласта (ГРП) выбрана скважины с забойным давлением Pз= 20 МПа, мощность продуктивного пласта h= 20 м, мощностями выше- и нижележащих изоляционных пластов h1= h2= 10 м, при пластовом давлении Pп= 28 МПа.

Дебит скважины до ГРП составлял 10 т/сут, при обводненности = 0,5.

Расчетное давление ГРП равно 60 МПа. Для разрыва готовят жидкость с вязкостью 10-4 мІ/с. Вязкость воды 10-6 мІ/с.

Из уравнения находим V= 0,18 м 3, а ф = 0,21 сут для 0,9 P = 54 МПа.

Таким образом, порция жидкости разрыва с кольматирующими добавками составляет 0,2 мі, а время ее задавки в пласт 5 ч при давлении 54 МПа.

Источники информации.

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1986, с.105-112.

2. Гадиев С.М. и др. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. -М: Недра, 1966, с.72-75.

3. Патент РФ N 2018642, кл. E 21 B 43/26, 1991.

Формула изобретения: 1. Способ гидравлического разрыва пласта путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, отличающийся тем, что в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100 - 200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45 - 0,55 % объема.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в объеме

V = 10рDL(h + h1 + h2),

где D - диаметр обсадной колонны, м;

L - средняя толщина щели негерметичности за колонной, м;

h - мощность продуктивного пласта, м;

h1 - мощность вышележащего изолирующего пласта, м;

h2 - мощность нижележащего изолирующего пласта, м,

в течение времени

где Z - обводненность продукции скважины;

Рп - пластовое давление, МПа;

Pз - забойное давление, МПа;

Gн - дебит нефти, м 3/сут;

P - давление разрыва пласта, МПа;

mв - вязкость воды в пластовых условиях, м 2/с;

mж - вязкость жидкости с кольматирующими добавками в пластовых условиях, мІ/с.

Заключение

При правильном выборе составляющих: состава жидкости разрыва (концентрация жидкости песконосителя, пластовой жидкости, их вязкости гранулометрический состав песка), доброкачественного оборудования: пескосмесительные агрегаты, обвязка и оборудования устья, выбор пакеров их правильного применения можно отметить, что при гидродинамическом разрыве пласта увеличивается продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширяется зона дренирования, что позволяет увеличить дебиты скважин, после ГРП, почти в два раза при тех же прочих условиях.

Список использованной литературы

Основная

1. А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, "Бурение нефтяных и газовых скважин. Введение в специальность", ЮРГТУ (НПИ) 2010г

2. А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, "Технология бурения нефтяных и газовых скважин", ЮРГТУ (НПИ) 2010г

3. А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко, "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", ЮРГТУ (НПИ) 2005г

4. А.Я. Третьяк и др., "Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Учебное пособие", Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ) 2005г

Дополнительная

1. А.М. Юрчук, А.З. Истомин, "Расчеты в добыче нефти", Москва, "Недра" 1979г

2. П.М. Усачев, "Гидравлический разрыв пласта" Москва, "Недра", 1986г

3. И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, В.Т. Полозков "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений", Москва, "Недра" 1970г

Размещено на Allbest.ru