RU2383727C2

RU2383727C2 - Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта

Info

Publication number: RU2383727C2
Application number: RU2008115289/03A
Authority: RU
Inventors: Елена Михайловна Першикова (RU); Елена Михайловна Першикова
Original assignee: Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2007-11-30
Filing date: 2007-11-30
Publication date: 2010-03-10
Also published as: US20120267096A1; WO2009070050A1; RU2008115289A; US8826978B2

Abstract

Изобретение относится к области добычи нефти с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение точности контроля движения нефти по пласту, дебита скважины, определение места выноса проппанта при многоуровневом гидроразрыве. Способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, включает закачку, по крайней мере, в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частиц шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефтеводной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности добычи нефти с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, и может быть использовано для контроля эксплуатации нефтяной промысловой скважины.

Известен (RU, патент 2171888) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, который вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.

Недостатком известного способа можно признать отсутствие информации о выделении пластом нефти.

Известен (SU, авторское свидетельство 977726) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.

Недостатками известного способа контроля следует признать отсутствие информации о том, какая часть пласта выделяет углеводород, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.

Известен (SU, авторское свидетельство 1017794) способ контроля за движением нефти в пласте. Согласно известному способу водят в пласт через нагнетательные скважины индикатор с носителем, отбирают пробы из эксплуатационных скважин и определяют наличие и время появления индикатора с носителем, причем в качестве носителя используют отдельные фракции отобранной из пласта нефти, в частности фракцию нефти с температурой кипения 40-230°С. По определенным количествам индикатора выносят суждение о движении нефти в пласте.

Недостатком известного способа следует признать его достаточно высокую себестоимость, поскольку при реализации способа необходимо фракционировать добытую нефть либо на месте добычи, что означает установку перегонного устройства, либо отбор нужной фракции на нефтеперегонном заводе. Кроме того, известный способ не позволяет определить продуктивности отдельных областей продуктивного пласта.

Техническая задача, на решение которой направлено разработанное техническое решение, состоит в обеспечении оперативного качественного контроля состояния разработки пласта - коллектора залежи углеводородов.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного технического решения, состоит в повышении точности контроля движения нефти по пласту, дебита скважины, и, кроме того, данный метод позволяет установить, из какой из зон трещины или из какой трещины и/или зоны трещины происходит вынос проппанта при проведении многоуровневого гидроразрыва пласта.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно разработанному способу первоначально любым известным способом создают, по меньшей мере, одну трещину гидравлического разрыва в пласте, вводят в полученную трещину/зону трещины частицы проппанта, в состав которого входят частицы шлаков различных производств, отличающиеся по своему химическому составу друг от друга на различных стадиях ГРП, производят отбор нефтеводогазовой смеси из скважины, причем смесь содержит частицы проппанта, в том числе и шлаковые частицы, вымытые из трещины. Отделяют частицы проппанта любым известным способом разделения жидкой и твердой фазы и определяют содержание металлов, входивших в состав шлаковых частиц. По измеренным значениям определяют, по каким трещинам происходит приток нефти из пласта в скважину или из какой из зон трещин или из какой трещины и/или зоны трещины при проведении многоуровневого ГРП происходит вынос проппанта.

Если в пласте выполнены две трещины гидравлического разрыва, то проппант, включающий шлаковые частицы, может быть введен, по крайней мере, в одну из трещин. Это обусловлено тем, что при отсутствии в скважинной продукции (нефтеводогазовой смеси) химических соединений, входящих в состав шлака, очевидно, что нефть поступает по второй трещине. При наличии трех и более трещин в пласте необходимо вводить шлаки различного химического состава. Для лучшей фиксации шлаков в трещине гидравлического разрыва желательно использовать шлаки, кажущаяся (или средняя, по ГОСТу керамической технологии) плотность которых близка по значению к кажущейся плотности проппантов, что обеспечит отсутствие сегрегации проппанта и шлака во время процесса ГРП.

Сущность разработанного способа состоит в следующем.

После создания в пласте - коллекторе трещин гидравлического разрыва в скважину вводят трубопровод, наземный конец которого подключен к средству подачи суспензии - жидкости ГРП, содержащей частицы проппанта, а второй конец установлен против одной (предпочтительно) нижней трещины, и подают в трещину суспензию частиц проппанта, препятствующих смыканию трещины (стандартная процедура обработки скважины по технологии гидравлического разрыва). Однако вместе с частицами проппанта суспензия содержит шлаковые частицы, отличающиеся химическим и фазовым составом. В принципе, одни и те же оксиды могут образовывать различные фазы, так, например, в проппанте есть одна фаза - муллит, а в шлаке есть фаза силлиманит - оба они алюмосиликаты, но у них разные параметры кристаллических решеток, что определяется рентгеном.

Затем конец трубопровода переводят к другой ранее сформированной трещине гидравлического разрыва и подают в нее суспензию проппанта, но уже с примесью шлаковых частиц другого производства и, соответственно, другого фазового состава. Аналогично в каждую трещину/зоны трещин гидравлического разрыва подают шлаковые частицы, отличающиеся друг от друга и от проппанта фазовым составом. Затем начинают эксплуатацию подготовленной указанным образом скважины. Выделяемую скважиной нефтеводогазовую смесь пропускают через средство отделения твердой фазы, в которую входят и выделившиеся из трещин частицы проппанта, а также частицы шлаков. Собранную твердую фазу подвергают анализу на содержание фаз шлаков, используемых в качестве меток трещин гидравлического разрыва. По результатам анализа определяют трещины гидравлического разрыва, по которым протекает поток нефти из пласта и по которым практически отсутствует поток нефти, о чем свидетельствует отсутствие металла метки в твердой фазе, а также трещины/зоны трещин, из которых идет вынос проппанта. По результатам анализа выносят суждение о необходимости промывки зоны непроизводящей трещины от геля и других загрязнений, мешающих выходу потока нефти, или о создании новых трещин гидравлического разрыва, а также сведения о качестве проведенного ГРП. Все последующие действия приводят, как правило, к активации поверхности трещины гидравлического разрыва с повышением дебита промысловой скважины.

К преимуществам разработанного способа следует дополнительно отнести его низкую себестоимость, возникающую из-за использования отходов производства - металлургических шлаков, а также низкую стоимость дополнительно используемого оборудования: мембранный фильтр или гидроциклон как средство отделения твердой фазы от жидкой, а также простое аналитическое оборудование, применяемое для обнаружение известных фаз в отделенной твердой фазе, в частности это может быть набор ионселективных электродов или оборудования для капельного химического анализа (методы комплексного титрования аликвоты водной или кислотной вытяжки (в зависимости от состава набора определяемых металлов)), а также методы рентгенофазового, рентгенофлюоресцентного анализов.

В дальнейшем сущность способа будет иллюстрирована примером его реализации на одной из скважин, эксплуатируемой ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» в Западной Сибири.

При эксплуатации скважины при толщине продуктивного пласта 16 м в нем было выполнено 4 трещины гидравлического разрыва стандартным способом. Затем посредством типового оборудования заполнения полученных трещин гидравлического разрыва частицами проппанта в нижнюю трещину вместе со сфероидными частицами керамического проппанта в виде гранул с размерами 6-100, предпочтительно 10-40 меш, со сферичностью и округлостью по Крумбейну не менее 0,8, плотностью 2,6 г/см³ закачали до примерно такого размера медьсодержащие шлаки, во вторую трещину гидравлического разрыва вместе с указанными частицами проппанта закачали свинецсодержащие шлаки, в третью трещину - железосодержащие шлаки и в четвертую трещину - цинксодержащие шлаки. После заполнения трещин гидравлического разрыва частицами проппанта в сочетании со шлаковыми частицами, представляющими собой носитель с индикатором (метками), приступили с использованием погружных насосов к откачиванию нефтеводной смеси из скважины. Откачанную смесь пропускали периодически через гидроциклон с отделением твердой фазы. Отделенную твердую фазы разделяли (по удельной плотности) на фракции, одну из которых представляли пыль-шлаковые частицы. Шлаковые частицы отмывали от нефти, измельчали и обрабатывали серной кислотой. Кислотную вытяжку анализировали с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа и цинка. Было установлено, что кислотная вытяжка содержит ионы меди и цинка и следовые количества ионов железа и свинца. Следовательно, вторая и третья трещины практически не выделяют нефти. Эксплуатация скважины была приостановлена, области второй и третьей трещин были промыты раствором - деструктором геля, а затем раствором, растворяющим фильтрационную корку. После этого во вторую и третью трещины повторно загрузили проппант в сочетании со шлаками, содержащими соответственно железо и свинец. Повторно начали промышленную откачку нефти из скважины. Повторный анализ вновь отделенной от нефтеводной смеси твердой фазы показал наличие ионов всех четырех металлов. Дебит скважины был увеличен на 22%.

Claims

Способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, включает закачку, по крайней мере, в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частиц шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.