RU2122111C1 - Способ гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2122111C1 RU2122111C1 RU97109098A RU97109098A RU2122111C1 RU 2122111 C1 RU2122111 C1 RU 2122111C1 RU 97109098 A RU97109098 A RU 97109098A RU 97109098 A RU97109098 A RU 97109098A RU 2122111 C1 RU2122111 C1 RU 2122111C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- foam
- hydraulic fracturing
- formation
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ гидроразрыва пласта относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву нефтяного и газового пластов. Техническим результатом является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет увеличения стойкости пены и снижения трудоемкости способа. Это достигается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт пены, пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву нефтяного и газового пластов
Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку тампонирующего материала, рабочей жидкости и последующую закачку реагента-разрушителя [1]. При этом в качестве тампонирующего материала используют жидкость на карбонатной основе, содержащую углеводород, стабилизатор-утяжелитель и воду, а в качестве реагента-разрушителя используют водный раствор соляной кислоты. Недостатком способа является то, что после проведения мероприятия и закачки реагента-разрушителя (соляная кислота), вступающего в реакцию с карбонатами (натрия или калия), являющимися компонентами тампонирующего материала, реакция между ними протекает непосредственно в момент их контакта, не охватывая всю область обработки. Кроме того, в зоне контакта тампонирующего материала и реагента-разрушителя происходит интенсивное выделение газа, в результате чего газонасыщенность пористой среды увеличивается, что осложняет вынос рабочей жидкости и тампонирующего материала из призабойной зоны, существенно снижая эффективность способа. Помимо этого, недостатком известного способа является его высокая трудоемкость, связанная с необходимостью использования смесительной техники. Вместе с тем для реализации способа необходимо использовать дополнительную жидкость-песконоситель.
Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку тампонирующего материала, рабочей жидкости и последующую закачку реагента-разрушителя [1]. При этом в качестве тампонирующего материала используют жидкость на карбонатной основе, содержащую углеводород, стабилизатор-утяжелитель и воду, а в качестве реагента-разрушителя используют водный раствор соляной кислоты. Недостатком способа является то, что после проведения мероприятия и закачки реагента-разрушителя (соляная кислота), вступающего в реакцию с карбонатами (натрия или калия), являющимися компонентами тампонирующего материала, реакция между ними протекает непосредственно в момент их контакта, не охватывая всю область обработки. Кроме того, в зоне контакта тампонирующего материала и реагента-разрушителя происходит интенсивное выделение газа, в результате чего газонасыщенность пористой среды увеличивается, что осложняет вынос рабочей жидкости и тампонирующего материала из призабойной зоны, существенно снижая эффективность способа. Помимо этого, недостатком известного способа является его высокая трудоемкость, связанная с необходимостью использования смесительной техники. Вместе с тем для реализации способа необходимо использовать дополнительную жидкость-песконоситель.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт пен [2]. При этом пена приготовляется на поверхности непосредственно перед закачкой в скважину. Недостатком способа является то, что пена, приготовленная в поверхностных условиях, в процессе проведения мероприятия с течением времени постоянно обезвоживается и теряет свои исходные свойства. Кроме того, недостатком способа является его высокая трудоемкость, связанная с необходимостью использования смесительной техники, средств доставки газообразного агента и т.д.
Таким образом, прототип имеет низкую эффективность, связанную с низкой стойкостью пены и высокой трудоемкостью способа.
Целью изобретения является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет увеличения стойкости пены и снижения трудоемкости способа.
Цель достигается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт пены, пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.
При одновременной закачке пенообразующего раствора, содержащего в качестве одного из компонентов кислоту, и газовыделяющего раствора, содержащего, например, карбонаты щелочных металлов или оксиды азота, активно реагирующих с кислотой с выделением газообразного агента, пена образуется непосредственно на забое скважины, сохраняя все свои свойства в течение всего времени проведения мероприятия. Кроме того, реализация способа не требует применения дополнительной техники (смесительной), т.к. пенообразующий и газовыделяющий растворы одновременно закачиваются непосредственно в скважину.
В качестве пенообразующего раствора в способе может быть использован раствор, содержащий следующие компоненты: соляную кислоту, воду или углеводородную жидкость, ПАВ, а при необходимости загущающие агенты (полимеры, гели и т.д.).
В качестве газовыделяющего агента могут быть использованы карбонаты металлов (например, карбонат натрия (кальцинированная сода) или калия, карбонат кальция) или оксиды азота.
Для снижения растворимости газа в жидкости в пенообразующий или газовыделяющий раствор могут быть дополнительно добавлены электролиты (хлорид натрия или кальция, соляная кислота и др.).
Перед проведением мероприятия необходимо провести расчет потребного количества газовыделяющего агента (например, карбоната натрия) и соляной кислоты для получения пены. Расчет ведется на основе потребного объема жидкости для образования пены, забойного давления закачки и пластовой температуры.
Пример. Рассчитать потребное количество карбоната натрия и соляной кислоты для образования пены с кратностью β = Vп/Vж = (Vг + Vж)/Vж = 4 (где Vп - объем свободного газа при стандартных условиях в пене; Vж - объем жидкости в пене) из 1 м3 жидкости при забойном давлении закачки 10 МПа и пластовой температуре 40oC.
Для получения пены с кратностью 4 из 1м3 жидкости необходимо иметь 3 м3 свободного газа при указанных забойном давлении и пластовой температуре. Как известно, реакция карбоната натрия и соляной кислоты протекает следующим образом:
Na2CO3 + 2HCl = 2NaCl + CO2 + H2O
Продукт реакции - NaCl, полностью растворим в воде и снижает растворимость газа в жидкости, причем стехиометрический анализ указанной реакции показывает, что количество образующегося NaCl примерно равно количеству Na2CO3 (в результате реакции из 100 г Na2CO3 получается 110 г NaCl). Для учета влияния NaCl на растворимость газа в жидкости (в расчетах принимаем данные для воды, как основного компонента растворов) из табличных данных определяем среднее значение коэффициента Сеченова - k, учитывающего влияние электролитов (например, хлористого натрия) на растворение газов в воде, который для диоксида углерода при заданных условиях может быть принят равным 0,09. Далее, по уравнению Сеченова: S1 = S • 10-kc, где S1, S - соответственно, растворимость газа в воде с электролитом и без него, в нм3/м3 (S при давлении 10 МПа и температуре 40oC составляет 28 нм3/м3); c - концентрация электролита в воде, в г-экв/л, определяем растворимость диоксида углерода в воде с электролитом. Принимаем массовую концентрацию NaCl, образовавшегося в результате реакции, равной 10 мас.%, что составит примерно 100 кг/т или 100 г/л, тогда его концентрация в г.экв/л составит 100 : 58.45 = 1.71 г.экв/л (58.45 г.экв/л - молекулярная масса NaCl). По формуле Сеченова определяем S1 = 28 • 10-0,154 = 19.6 нм3/м3. Таким образом, в 1м3 жидкости согласно при заданных условиях растворяется 19.6 нм3 диоксида углерода, а при получении заданной кратности пены необходимо 3 м3 свободного газа, т.е. общее потребное количество газа для образования пены составит 22.6 нм3. На основании стехиометрических расчетов определяем, что 1т карбоната натрия при контакте с 0.7 т соляной кислоты порождает 210 нм3 двуокиси углерода. Далее рассчитываем потребное количество карбоната натрия 22.6 : 210 = 0.10 т и соляной кислоты 0.10 • 0.7 = 0.07 т. Концентрация Na2CO3 в смеси, образующейся в результате смешения пенообразующего и газовыделяющего растворов, составит (0.1/1) • 100% = 10%.
Na2CO3 + 2HCl = 2NaCl + CO2 + H2O
Продукт реакции - NaCl, полностью растворим в воде и снижает растворимость газа в жидкости, причем стехиометрический анализ указанной реакции показывает, что количество образующегося NaCl примерно равно количеству Na2CO3 (в результате реакции из 100 г Na2CO3 получается 110 г NaCl). Для учета влияния NaCl на растворимость газа в жидкости (в расчетах принимаем данные для воды, как основного компонента растворов) из табличных данных определяем среднее значение коэффициента Сеченова - k, учитывающего влияние электролитов (например, хлористого натрия) на растворение газов в воде, который для диоксида углерода при заданных условиях может быть принят равным 0,09. Далее, по уравнению Сеченова: S1 = S • 10-kc, где S1, S - соответственно, растворимость газа в воде с электролитом и без него, в нм3/м3 (S при давлении 10 МПа и температуре 40oC составляет 28 нм3/м3); c - концентрация электролита в воде, в г-экв/л, определяем растворимость диоксида углерода в воде с электролитом. Принимаем массовую концентрацию NaCl, образовавшегося в результате реакции, равной 10 мас.%, что составит примерно 100 кг/т или 100 г/л, тогда его концентрация в г.экв/л составит 100 : 58.45 = 1.71 г.экв/л (58.45 г.экв/л - молекулярная масса NaCl). По формуле Сеченова определяем S1 = 28 • 10-0,154 = 19.6 нм3/м3. Таким образом, в 1м3 жидкости согласно при заданных условиях растворяется 19.6 нм3 диоксида углерода, а при получении заданной кратности пены необходимо 3 м3 свободного газа, т.е. общее потребное количество газа для образования пены составит 22.6 нм3. На основании стехиометрических расчетов определяем, что 1т карбоната натрия при контакте с 0.7 т соляной кислоты порождает 210 нм3 двуокиси углерода. Далее рассчитываем потребное количество карбоната натрия 22.6 : 210 = 0.10 т и соляной кислоты 0.10 • 0.7 = 0.07 т. Концентрация Na2CO3 в смеси, образующейся в результате смешения пенообразующего и газовыделяющего растворов, составит (0.1/1) • 100% = 10%.
Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились на линейных моделях пласта, представляющих собой цилиндрическую стальную колонку диаметром 0,032 м и длиной 1,0 м. Пористая среда составлялась путем трамбовки в колонку кварцевого песка. Моделирование процесса гидроразрыва в лабораторных условиях представляет определенную сложность, поэтому в данном случае исследование проводилось на определение фильтруемости пены в пористую среду и степени восстановления исходной проницаемости модели. Было проведено 3 серии экспериментов на моделях различной проницаемости.
В ходе экспериментов модели пласта насыщались нефтью. Определялась проницаемость по нефти. Затем на выход модели одновременно и в равных объемах подавали пенообразующий и газовыделяющий растворы, пенообразующий раствор состоял из следующих компонентов: соляная кислота - 15%, полиакриламид - 0,03%, сульфонол - 1%, вода - остальное. Газовыделяющий раствор представлял собой 20%-ный водный раствор карбоната натрия. Подаваемые растворы продавливались водой под давлением 5 МПа в течение 30 мин. По истечении указанного времени фильтрации практически не наблюдалась. Далее давление на выходе колонки сбрасывали, восстанавливали фильтрацию нефти и определяли проницаемость пористой среды. При этом проницаемость пористой среды восстанавливалась полностью. Аналогичные эксперименты при заданных условиях были проведены также для прототипа. Результаты приведены в таблице, из которой видно, что показатели предлагаемого способа превосходят показатели прототипа.
В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. Первоначально определяются компоненты пенообразующего раствора, необходимых в конкретных условиях проведения мероприятия (ПАВ, углеводородная жидкость, загустители и т.д.). Далее на основании расчетного забойного давления закачки, пластовой температуры и потребного количества жидкости для образования пены рассчитывают концентрации соляной кислоты в пенообразующем растворе и карбоната натрия в газовыделяющем. На растворном узле или на устье скважины готовят пенообразующий и газовыделяющий растворы. Затем пенообразующий раствор посредством насосного агрегата (например, ЦА-320) нагнетается в насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых устанавливается у верхних дыр фильтра и одновременно с ним другим насосным агрегатом газовыделяющий раствор нагнетается в затрубное или кольцевое пространство. В результате смешения газовыделяющего и пенообразующего растворов на забое скважины образуется пена, которая продавливается в пласт жидкостью-песконосителем, в качестве которой можно использовать пенообразующий раствор.
Источники информации
1. SU. Авторское свидетельство СССР 1451260, кл. E 21 B 43/26. 1989.
1. SU. Авторское свидетельство СССР 1451260, кл. E 21 B 43/26. 1989.
2. Ачариа А. Р. Гидроразрыв с использованием пен в скважинах с низким пластовым давлением // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1989, N 4, с. 19 - 26.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт пены, отличающийся тем, что пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97109098A RU2122111C1 (ru) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Способ гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97109098A RU2122111C1 (ru) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Способ гидроразрыва пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2122111C1 true RU2122111C1 (ru) | 1998-11-20 |
RU97109098A RU97109098A (ru) | 1999-03-10 |
Family
ID=20193617
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97109098A RU2122111C1 (ru) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Способ гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2122111C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
RU2566357C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
RU2593154C1 (ru) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации |
RU2685378C1 (ru) * | 2018-06-27 | 2019-04-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
-
1997
- 1997-06-16 RU RU97109098A patent/RU2122111C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Ачариа А.Р. Гидроразрыв с использованием пен в скважинах с низким пластовым давлением, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1989, N 4, с.19 - 26. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
RU2566357C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
RU2593154C1 (ru) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации |
RU2685378C1 (ru) * | 2018-06-27 | 2019-04-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4232741A (en) | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution | |
EP1342881B1 (en) | Foamed acidizing fluids | |
US6325147B1 (en) | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas | |
US7156175B2 (en) | Methods of generating gas in well fluids | |
CN108690595B (zh) | 一种油气井自生气泡沫增能提高采收率的方法 | |
US3306354A (en) | Method for storing fluids in a subterranean formation | |
RU2122111C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
CN108456511A (zh) | 一种层内生成co2体系及其应用 | |
US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
NO326818B1 (no) | Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull | |
US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
RU2197606C1 (ru) | Газвыделяющий пенообразующий состав | |
US3759325A (en) | Foam for secondary and tertiary recovery | |
RU2236575C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов | |
RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
CN113214818A (zh) | 压裂前置自生酸体系及其降破方法 | |
RU2178067C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2125154C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
USRE30935E (en) | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid | |
RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
RU2145381C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2337125C1 (ru) | Газообразующий состав для удаления воды и освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин | |
RU2053246C1 (ru) | Пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов | |
EP0014267B1 (en) | Process for treating a well for starting hydrocarbon fluid production by injecting nitrogen-generating liquid | |
RU2047642C1 (ru) | Газовыделяющий и пенообразующий состав для интенсификации процессов добычи нефти и газа |