способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта

Формула изобретения

Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессориых труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости, отличающийся тем, что перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКT устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15%-ный раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве карбонатного пласта.

Известен способ разупрочнения мерзлых горных пород (патент RU № 2012790, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 15.05.1994 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора соляной кислоты без закачки проппанта.

Данный способ позволяет образовать в пласте зоны с высокой проницаемостью, при этом способ не имеет недостатков, связанных с использованием проппанта, однако продуктивность скважин с течением времени быстро снижается, в связи с чем эффективность способа невелика.

Также известен способ гидроразрыва нефтяного пласта (патент RU № 2151864, МПК 8 Е21В 43/ 26, опубл. 27.06.2000 г., бюл. № 18), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты, при этом в качестве раствора кислоты используют раствор глинокислоты, раствор глинокислоты закачивают с постепенным снижением давления закачки, перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки, после закачки раствора глинокислоты и пресной воды скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, дороговизна осуществления способа, так как высокие гидравлические давления, возникающие при гидроразрыве пласта, требуют привлечения для осуществления способа большого количества насосных агрегатов и дорогостоящего оборудования;

- во-вторых, при достижении высоких давлений в процессе закачки жидкости гидроразрыва (39 МПа) происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к образованию масштабной трещины, как правило, единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации и, как следствие, к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ осуществления импульсного гидроразрыва (патент RU № 2392425, МПК 8 Е21В 43/ 26, опубл. 20.06.2010 г., бюл. № 17), включающий закачивание в полость скважины жидкости, формирование перепадов давления между призабойной зоной и полостью путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны движения массы жидкости, образующейся при периодическом открывании полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, и повышения давления с применением вентилей, один из которых - вентиль слива жидкости, соединяет полость скважины со сливной емкостью, второй - долива жидкости - с источником жидкости, находящейся под давлением, открывание и закрывание полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, осуществляют вентилем слива жидкости, повышают давление в скважине соединением устья скважины с источником жидкости, находящейся под давлением, путем открытия вентиля долива жидкости, причем предварительно оценивают время перемещения волны движения массы жидкости от устья до призабойной зоны и длительность расширения и смыкания трещин пласта, устанавливают в полости скважины исходное давление, при котором трещины пласта сомкнуты, затем вентиль долива жидкости открывают на время, в течение которого волна движения массы жидкости достигает призабойную зону и воздействует на трещины пласта, затем закрывают вентиль долива жидкости и открывают вентиль слива жидкости для снижения давления в скважине до величины исходного.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность гидроразрыва пласта (ГРП), связанная с тем, что импульсы, создаваемые с устья скважины, регулируются открытием-закрытием вентилей, что не позволяет создавать импульсы с коротким промежутком времени, это в свою очередь не позволяет трещинам раскрыться разнонаправленно по азимуту так, чтобы они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти;

- во-вторых, образовавшаяся трещина не протравливается кислотой, а это приводит к тому, что трещины смыкаются и продуктивность с течением времени быстро снижается;

- в-третьих, в процессе ГРП создаются высокие давления и проводить манипуляции на устье скважин с открытием-закрытием вентилей в это время небезопасно для обслуживающего персонала, кроме того, межколонное пространство не защищено пакером, что может привести к повреждению эксплуатационной колонны, и запрещено правилами техники безопасности;

- в-четвертых, незначительная продолжительность сохранения продуктивности или приемистости пласта после проведения гидроразрыва пласта, связанная с отсутствием протравливания трещин, раскрывшихся во время гидроразрыва и последующего качественного освоения пласта, в котором произвели ГРП.

Задачами изобретения являются повышение эффективности проведения импульсного ГРП карбонатного пласта путем оптимального расширения трещин в карбонатных породах с возможностью создания высокопроницаемой зоны в пласте, а также исключение манипуляций с вентилями на устье скважины в процессе ГРП с защитой межколонного пространства от действия высоких давлений в процессе ГРП и увеличение продолжительности сохранения продуктивности пласта за счет протравливания образовавшейся в процессе ГРП раствором кислоты с последующим его качественным освоением.

Поставленная задача решается способом осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости.

Новым является то, что перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше - пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКТ устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15% раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.

На фигуре изображена схема реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Перед осуществлением способа в зависимости от давления раскрытия трещин производят регулировку параметров работы генератора импульсов 1 (см. фиг.), то есть подбирают оптимальный режим (частоту колебаний, амплитуду) движения массы жидкости при импульсном гидроразрыве карбонатного пласта 2.

Известно, что с увеличением расхода жидкости увеличивается частота колебаний жидкости, при этом внутренний диаметр - d генератора импульсов 1 остается неизменным. Увеличить амплитуду колебаний импульсного воздействия при гидроразрыве пласта и соответственно перепад давлений в процессе гидроразрыва карбонатного пласта можно, увеличив жесткость пружины 3 генератора импульсов 1, и, наоборот, уменьшить амплитуду колебаний импульсного воздействия при гидроразрыве карбонатного пласта 2 и соответственно перепад давлений можно, уменьшив жесткость пружины 3.

В качестве генератора импульсов 1 может применяться любое известное устройство, например устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU № 2400615, МПК Е21В 28/00; Е21В 43/25, опубл. 27.09.2010 г., бюл. № 27), при этом подбирают внутренний диаметр - d и жесткость пружины 3 генератора импульсов 1 так, чтобы при определенном расходе жидкости и давления создать требуемую частоту колебаний и амплитуду импульсов, подбираемую при стендовых испытаниях.

Например, давление раскрытия трещин карбонатного пласта 2 составляет 20 МПа. Тогда регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фиг. не показано) устанавливаем амплитуду колебаний импульсного воздействия при ГРП карбонатного пласта 2 на 20-25% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. (20-25%)×20 МПа=24-25 МПа.

После чего перед спуском в скважину колонны НКТ 4 (см. фиг.), например колонны НКТ диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, на ее нижнем конце размещают генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5 и спускают в скважину 6, например эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 устанавливают сбивной клапан 6.

Колонну НКТ 4 в скважине 7 размещают так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5-2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего производят посадку пакера 5 на расстоянии Н=10-15 м выше кровли карбонатного пласта 2. Герметизируют затрубное пространство колонны НКТ 4 скважины 7 посадкой пакера 5. В качестве пакера 5 может использоваться пакер любой известной конструкции, например пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 герметизируют и снабжают ее трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязывают с насосным агрегатом 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление, например с цементировочным агрегатом ЦА-320М.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата устанавливают компенсатор гидропульсаций 11 любой известной конструкции, например компенсатор гидропульсаций марки КГ 1,0/20 ВЕ бурового насоса. Компенсатор гидропульсаций 11 в процессе ГРП предохраняет насосный агрегат 10 от повреждений и гарантирует проведение ГРП.

Закрывают затрубную задвижку 12, открывают трубную задвижку 8 и производят гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25%. В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применяют любую известную жидкость разрыва: сточную воду с плотностью =1000 кг/м³ или линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжают в течение 20-30 мин, например, в объеме 30-35 м³, при этом создаются мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 25 МПа, что способствует раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, чтобы они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее производят закачку в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 производят закачку кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V принимают равным 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. Например, перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляет 7 м, тогда: V=1,3-2 м³ × 7=9,1-14 м³, примем V=12 м³.

После чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбрасывают груз, например кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушает сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединяется с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5.

После чего в колонну НКТ 4 спускают сваб на канате (на фиг. не показано) и с помощью геофизического подъемника, например, марки ПКС-5 производят освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойную зону 13. Освоение свабированием по колонне НКТ, в отличие от других методов освоения, позволяет эффективно и в кротчайшие сроки извлечь продукты реакции кислоты с породами из раскрывшихся трещин карбонатного пласта 2.

После чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ 4 из скважины 7.

Примеры практического выполнения способа

Пример 1

Опытным путем установили, что давление раскрытия трещин карбонатного пласта 2 составляет около 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 20% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 20 МПа+(20%×20 МПа)/100%=24 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=10 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 20 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24 МПа), 10% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 7 м, тогда: V=1,3 м³ × 7=9,1 м³, округленно приняли V=10 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 2

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фиг. не показано) установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 23% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,7 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 25 мин, в объеме 32 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,6 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,6 МПа), 12% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,5 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 10 м³, тогда: V=1,5 м³ × 10=15 м³, приняли V=15 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 3

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 25% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 25 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=15 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 25 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 30 мин, в объеме 35 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 25 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), 15% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,7 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 12 м, тогда: V=1,7 м³ × 12=20,4 м³, приняли V=20 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 4

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 18% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 23,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=2 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=15 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 23,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 35 мин, в объеме 35 м³, при этом гидроразрыва пласта не произошло. Подняли давление закачки с 23,6 МПа до 25 МПа путем увеличения расхода закачки жидкости разрыва и произвели закачку еще 20 м³ жидкости разрыва в течение 15 мин. При этом произошел гидроразрыв пласта.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 25 МПа), 14% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 15 м, тогда: V=1,3 м³ × 15=19,5 м³, приняли округленно V=20 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После чего произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

При этом общее время, затраченное на производство работ на скважине, составило 2 часа, включая подготовительно-заключительные работы - ПЗР, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты.

Пример 5

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 30% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. = 26 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,7 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=13 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели закачку жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 26 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 20 мин, в объеме 30 м³, при этом произошел прорыв верхних и нижних ограничивающих пластов с развитием трещины гидроразрыва в водоносную часть пласта, при этом давление упало до 18 МПа. Дальнейшее производство работ на скважине прекратили.

Пример 6

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 22% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,4 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,4 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 23 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,4 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,4 МПа), 8,5% раствор соляной кислоты (по ГОСТ 857-95). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 2,5 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³ . В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 10 м, тогда: V=2,5 м³ × 10=25 м ³, приняли V=25 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. При этом возросла продолжительность извлечения отреагированной кислоты при свабировании скважины, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7.

Пример 7

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 23% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24,6 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24,6 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 23 мин, в объеме 30 м³, при этом создавались мгновенные импульсы в карбонатном пласте, превышающие давление раскрытия трещин (20 МПа), т.е. от нуля до 24,6 МПа, что способствовало раскрытию трещин разнонаправленно по азимуту так, что они создали высокопроницаемые зоны в пласте, позволяющие интенсифицировать добычу нефти.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24,6 МПа), 25,2% раствор соляной кислоты (по ГОСТ 857-95). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 12 м, тогда: V=2 м³ × 12 = 24 м ³, приняли V=24 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7. После подъема колонны НКТ с генератором импульсов выяснилось, что генератор импульсов вышел из строя по причине разъедания внутренних частей генератора при прокачке через него кислоты высокой концентрации.

Пример 8

Давление раскрытия трещин составляет 20 МПа. Регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде установили амплитуду колебаний импульсного воздействия на карбонатный пласт 2 на 20% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. 24 МПа.

Спустили в скважину 7 колонну НКТ 4 диаметром 89 мм с толщиной стенки 7,8 мм, причем на ее нижнем конце разместили генератор импульсов 1, а выше - проходной пакер 5. Выше генератора импульсов 1, но ниже пакера 5 в составе колонны НКТ 4 установили сбивной клапан 6. Колонну НКТ 4 в скважине 7 разместили так, чтобы ее нижний конец находился на расстоянии h=1,5 м ниже кровли карбонатного пласта 2, после чего произвели посадку пакера 5 на расстоянии Н=12 м выше кровли карбонатного пласта 2.

Загерметизировали затрубное пространство колонны НКТ 4 в скважине 7 посадкой пакера 5, в качестве которого использовался пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). После чего на устье скважины 6 верхний конец колонны НКТ 4 снабдили трубной задвижкой 8, которую нагнетательной линией 9 обвязали с насосным агрегатом ЦА-320М 10, позволяющим создать вышеупомянутое давление.

На устье нагнетательной линии 9 скважины 6 с целью защиты насосного агрегата 10 от скачков высокого давления в процессе импульсного гидроразрыва карбонатного пласта 2 на нагнетательной линии 9 насосного агрегата установили компенсатор гидропульсаций 11 марки КГ 1,0/20 ВЕ. Закрыли затрубную задвижку 12, открыли трубную задвижку 8 и произвели гидравлический разрыв пласта импульсной закачкой жидкости разрыва по колонне труб 4 через генератор импульсов 1 для раскрытия трещин под давлением 24 МПа.

В качестве жидкости разрыва для раскрытия трещин применили линейный гель (водный раствор) с вязкостью 15-20 мПа·с с применением гелеобразователя ГПГ-1 по ТУ - 2499-068-17197708-2003 г.

Закачку жидкости разрыва в импульсном режиме для раскрытия трещин продолжали в течение 15 мин, в объеме 30 м³. При этом гидроразрыва пласта не происходило. Продолжили закачку жидкости еще в течение 10 мин, в объеме 20 м³ , при этом произошел гидроразрыв пласта.

При этом общее время, затраченное на производство работ на скважине, составило 1,3 часа, включая подготовительно-заключительные работы - ПЗР, что повлекло за собой дополнительные материальные затраты.

Далее произвели закачку в колонну НКТ 4 через генератор импульсов 1 в импульсном режиме при той же амплитуде (от 0 до 24 МПа), 10% раствор соляной кислоты (по ТУ 2122-205-00203312-2000 производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Количество (объем) кислотного раствора - V приняли равным 1,3 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³. В данном примере перфорированная толщина карбонатного пласта 2 составляла 8 м, тогда: V=1,3 м ³ × 8=10,4 м³, округленно приняли V=10 м³.

Скважину закрыли на ожидание спада давления и реагирование кислоты. Далее с устья скважины в колонну НКТ сбросили кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушил сбивной клапан 6, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 гидравлически соединило внутреннее пространство НКТ с призабойной зоной 13, т.е. ниже пакера 5. После чего в колонну НКТ 4 спустили сваб на канате и с помощью геофизического подъемника марки ПКС-5 произвели освоение свабированием карбонатного пласта 2 по колонне НКТ 4, через отверстие разрушившегося сбивного клапана 6 и призабойной зоны 13. После свабирования произвели распакеровку пакера и извлекли колонну НКТ 4 из скважины 7. После подъема колонны НКТ с генератором импульсов выяснилось, что генератор импульсов вышел из строя по причине разъедания внутренних частей генератора при прокачке через него кислоты высокой концентрации.

При выполнении опытно-промысловых работ были выбраны оптимальные параметры гидравлического разрыва пласта, а именно: давление импульсной закачки жидкости разрыва должно быть на 20-25% больше давления раскрытия трещин, закачка должна продолжаться в течение 20-30 мин, после чего необходимо провести закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применить 10-15% раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м ³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³.

Реализация предложенного способа позволит повысить эффективность проведения импульсного ГРП путем оптимального расширения трещин в карбонатных породах с возможностью создания высокопроницаемой зоны в пласте, а также исключает манипуляции с вентилями на устье скважины в процессе ГРП, а герметизация межколонного пространства от действия высоких давлений в процессе ГРП исключает повреждение эксплуатационной колонны в скважине, а протравливание образовавшейся в процессе ГРП трещины раствором кислоты с последующим освоением по колонне НКТ свабированием увеличивает продолжительность сохранения продуктивности пласта.