RU2702037C1 - Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702037C1 RU2702037C1 RU2019101353A RU2019101353A RU2702037C1 RU 2702037 C1 RU2702037 C1 RU 2702037C1 RU 2019101353 A RU2019101353 A RU 2019101353A RU 2019101353 A RU2019101353 A RU 2019101353A RU 2702037 C1 RU2702037 C1 RU 2702037C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- proppant
- production
- stage hydraulic
- flow
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 3
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- 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
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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта. После проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачку пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненных со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а также предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличит добычу нефти. 7 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта.
В дальнейшем при описании разработанного технического решения будет использован термин «поинтервальный». В рамках настоящей заявки он означает, что для предотвращения; заколонных перетоков ствол скважины разделен на изолированные интервалы с использованием пакеров, цементирования и т.д.
Известен (US, патент 5894888, опубл. 20.04.1999) способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае.
Известно (US, патент 6907936, опубл. 10.07.2003) применение системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами.
Недостатками известных технических решений являются: наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида; как следствие этого, необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ; невозможность закрытий портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих; ограниченно количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить; сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика; невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.
Известно (US, патент 7267172, опубл. 11.09.2007.) применение системы со скользящими (сдвижными) муфтами, активируемые с использованием специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. Известная система имеют множество различных модификаций.
Недостатками всех модификаций известной системы является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяю в любой последовательности многократно открывать/закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.
Недостатками данного способа так же стоит признать невозможность регулировать приток при добыче, что влечет проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же снижает эффективность добычи; невозможность предотвратить вынос проппанта после проведения МГРП, что ведет к схлопыванию трещин и снижению добычи.
Известен (RU, патент 2668209 опубл. 26.09.2018 способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.
Недостатками известного устройства следует признать низкую эффективность и технологическую сложность.
Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.
Техническая проблема, решаемая путем использования разработанного способа, состоит в усовершенствовании технологии многрстадийного гидроразрыва пласта.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в возможности регулировать приток при добыче, что позволит увеличить эффективность добычи нефти, уменьшить или исключить проблемы с прорывами воды и газа в скважину после проведения МГРП, а так же предотвратить вынос пропанта после проведения МГРП, что повысит эффективность проведения многостадийного гидроразрыва пласта и увеличению добычи нефти.
Для достижения указанного технического результата; предложено использовать разработанный способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта. При реализации способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненными со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.
Поинтервальное увеличение давления и закачка пропанта является известным способом для проведения гидроразрыва пласта и создания и поддержания трещин в породе. Основными проблемами после проведения гидроразрыва являются вынос пропанта при переключении скважин на добычу, что приводит к закрытию трещин и снижению добычи нефти, а так же прорывы воды и газа в скважины, в том числе по трещинам в результате дохождения трещин до водонефтяного или газонефтяного контакта. Использование набивного элемента позволит избежать выноса пропанта при добыче, средства мониторинга позволят своевременно определить места прорыва воды в скважину, а так же правильно освоить скважину при начале добычи. Впоследствии по результатам мониторинга принимается решение о переключении добычи через устройства контроля притока или о полной изоляции интервала при прорыве воды по этому интервалу, например.
При реализации способа могут быть использованы как пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, так и адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.
Для реализации разработанного способа при; проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, изначально поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.
После проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта, скважину включают на добычу и поток перенаправляют из пласта через устройства контроля притока и фильтроэлемент. Это позволяет избежать выноса пропанта и регулировать приток таким образом, чтобы избежать прорывов воды или газа в скважину или их последствий после прорыва.
Предпочтительно, используют муфты/порты, установлены с возможностью полного перекрывания потока, несущего пропант, для полной изоляции интервалов. В случае прорыва воды в этом интервале (то есть из интервала поступает только вода без нефти) иногда бывает целесообразно полностью перекрыть интервал.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов. Это позволяет при необходимости дополнительно освоить интервалы для увеличения добычи, а так же своевременно определить места прорывы води или газа в скважину, при необходимости изолировать проблемные интервалы или переключить их на работу через устройства контроля притока. Так же данный способ позволит оптимизировать процесс проведения гидроразрыва пласта для того, что бы трещины не доходили до водонефтяного или газонефтяного контакта.
При реализации разработанного способа могут использовать набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров. Это приведет к значительному увеличению эффективности процесса гидроразрыва пласта за счет предотвращения выноса пропанта с потоком при добыче, что приведет к тому, что трещины не будут закрываться и будет образовываться высокопроницаемая фильтрационная подушка.
Примером реализации может служить стандартная ситуация: после проведения многостадийного гидроразрыва пласта идет обратный вынос пропанта, трещины значительно схлопываются и идет сильная обводненность добываемой жидкости; вследствие прорыва воды по одному из интервалов. При этом добыча нефти значительно упадет за счет закрытия трещин и за счет прорыва воды.
При установке закрывающихся муфт с устройствами контроля притока и фильтроэлементом, после проведения гидроразрыва пропант не будет выносится с потоком при добыче, мониторгинг притока позволит определить ту муфту/порт, через который поступает вода и в каком количестве. Если из данной муфты постапает только вода, может быть принято решение об закрытии этой муфты/порта, то есть об изоляции интервала. При этом добыча нефти не уменьшится.
Claims (8)
1. Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта, отличающийся тем, что после проведения многостадийного гидроразрыва пласта проводят поинтервальное увеличение давления и закачки пропанта с использованием муфты и/или портов, выполненных со встроенными устройствами контроля притока и фильтроэлементом, а также встроенными устройствами для мониторинга притока флюида.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют пассивные устройства контроля притока, представляющие собой гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют адаптивные или автономные устройства контроля притока, представляющие изменяющиеся в зависимости от расхода и фазового состава добываемого флюида гидравлическое сопротивление и позволяющие выровнять перепад давления вдоль ствола скважины для равномерной выработки запасов, а так же уменьшить обводненность добываемого флюида и газовый фактор.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при проведении многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта поток, несущий пропант, перенаправляют для прямой связи с пластом.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после проведения многостадийного гидроразрыва пласта и прокачки пропанта скважину включают на добычу и поток перенаправляют через устройства контроля притока и фильтроэлемент.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют муфты/порты, установленные с возможностью полного перекрывания потока для добычи или закачки пропанта для полной изоляции интервалов.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют муфты/порты, дополнительно оснащенные трассерами для мониторинга профиля притока и определения необходимых действий по открытию/закрытию необходимых муфт или портов.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют набивной фильтроэлемент для предотвращения выноса механических примесей и пропанта необходимых размеров и пропускания механических примесей меньших размеров.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (ru) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (ru) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702037C1 true RU2702037C1 (ru) | 2019-10-03 |
Family
ID=68170848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019101353A RU2702037C1 (ru) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702037C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
| RU2730689C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-08-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Способ гидравлического разрыва угольного пласта |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7543634B2 (en) * | 2001-11-19 | 2009-06-09 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| RU166287U1 (ru) * | 2015-10-29 | 2016-11-20 | Максим Васильевич Леухин | Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины |
| EA026933B1 (ru) * | 2009-06-22 | 2017-06-30 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Устройство и способ обработки подземных пластов для интенсификации притока |
| RU175464U1 (ru) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Хвостовик для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине |
| US10030474B2 (en) * | 2008-04-29 | 2018-07-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
-
2019
- 2019-01-18 RU RU2019101353A patent/RU2702037C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7543634B2 (en) * | 2001-11-19 | 2009-06-09 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| US10030474B2 (en) * | 2008-04-29 | 2018-07-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
| EA026933B1 (ru) * | 2009-06-22 | 2017-06-30 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Устройство и способ обработки подземных пластов для интенсификации притока |
| RU166287U1 (ru) * | 2015-10-29 | 2016-11-20 | Максим Васильевич Леухин | Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины |
| RU175464U1 (ru) * | 2017-01-17 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Хвостовик для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730689C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-08-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Способ гидравлического разрыва угольного пласта |
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10161241B2 (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
| US20080135248A1 (en) | Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore | |
| US9428988B2 (en) | Hydrocarbon well and technique for perforating casing toe | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| US10221656B2 (en) | Method and apparatus for stimulating multiple intervals | |
| US20120080190A1 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
| RU2702037C1 (ru) | Способ увеличения эффективности добычи нефти и газа при реализации технологии многостадийного гидроразрыва пласта | |
| AU2019208303B2 (en) | Methods and systems for recovering oil from subterranean reservoirs | |
| WO2016007618A1 (en) | Real time conformance | |
| NO20101750A1 (no) | Parallellfraktureringssystem for bronnboringer | |
| US11434720B2 (en) | Modifiable three position sleeve for selective reservoir stimulation and production | |
| WO2011106579A2 (en) | Wellbore valve, wellbore system, and method of producing reservoir fluids | |
| CN101514621B (zh) | 多区域中的无钻机的防砂 | |
| US9470078B2 (en) | Fluid diversion through selective fracture extension | |
| RU2726096C1 (ru) | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола | |
| AU2014318246B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
| RU2301885C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
| US11293250B2 (en) | Method and apparatus for fracking and producing a well | |
| RU2324050C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины | |
| RU2775628C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта | |
| JPT staff | Technology Updatae: New Methods Boost Multistage Fracturing in Horizontals | |
| WO2016154732A1 (en) | Processes for hydraulic fracturing | |
| CA2532295A1 (en) | Packer cups | |
| Wood | The Development of High Arctic Well Control Inc.'s Snub Fracing |