RU2547191C1

RU2547191C1 - Способ гидроразрыва карбонатного пласта

Info

Publication number: RU2547191C1
Application number: RU2014110443/03A
Authority: RU
Inventors: Ильгизар Хасимович Махмутов; Олег Вячеславович Салимов; Радик Зяузятович Зиятдинов; Ильдар Ильясович Гирфанов; Вячеслав Гайнанович Салимов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2014-03-18
Filing date: 2014-03-18
Publication date: 2015-04-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины. После герметизации заколонного пространства скважины пакером производят охлаждение призабойной зоны пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газообразного азота с температурой от минус 40 до минус 45°C. Далее производят гидроразрыв закачкой по колонне насосно-компрессорных труб смеси соляной кислоты с добавлением азота в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины. Затем в трещину гидроразрыва по колонне насосно-компрессорных труб производят закачку перегретого пара с температурой 220°C, причем объем закачиваемого в трещину пара выбирают равным или превышающим объем закачанной солянокислотной пены и объем колонны насосно-компрессорных труб, после чего осваивают скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва карбонатного пласта. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта в карбонатных породах.

Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта в скважине (патент RU №2455478, МПК E21B 43/26, опубл. 10.07.2012, бюл. №19), включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону гидравлического разрыва пласта (ГРП) с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва, при этом перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле

V_г=k·Н_п,

где, V_г - объем гелеобразной жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

Н_п - длина интервала вскрытия, м,

причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность ГРП, связанная с тем, что при расклинивании трещины вступление нефтекислотной эмульсии в реакцию с породой происходит в приствольной зоне скважины. По этой причине затруднена доставка нефтекислотной эмульсии вглубь пласта, поэтому трещина в большей своей части остается непротравленной (нераскрывшейся);

- во-вторых, низкое качество проведения ГРП, так как образовавшаяся трещина при проведении ГРП имеет низкую фильтрационную способность вследствие образования фильтрационной корки на стенках трещины из-за оседания неразложившихся остатков геля в порах трещины и породы, что в итоге снижает нефтеотдачу после проведения ГРП;

- в-третьих, низкая эффективность гелеобразной жидкости разрыва, т.е. необходим больший объем жидкости разрыва в сравнении с пенокислотной обработкой.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2451174, МПК E21B 43/267, опубл. 20.05.2012, бюл. №14), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва пласта, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва пласта с образованием трещины, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины, при этом газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть, а расклинивающий агент - после закачки жидкости разрыва, причем газ используют инертный и закачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва, а в качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента, после чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз, а перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ, с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч, причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность ГРП, связанная с ограничением развития трещины в длину, так как ГРП проводится циклической закачкой жидкости разрыва и расклинивающего агента, поэтому при расклинивании трещины происходит вступление нефтекислотной эмульсии в реакцию с породой в приствольной зоне скважины. По этой причине невозможна доставка нефтекислотной эмульсии вглубь пласта, поэтому трещина не развивается в длину, а лишь частично увеличивается в объеме;

- во-вторых, низкое качество раскрытия трещины ввиду ее низкой фильтрационной способности из-за оседания в ее порах неразрушенной нефтекислотной эмульсии;

- в-третьих, низкое качество очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. В итоге закольматированные поры пласта снижают нефтеотадачу после проведения ГРП;

- в-четвертых, применение сырой нефти создает высокую пожароопасность и требует большого технического и качественного контроля.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности проведения гидроразрыва пласта за счет увеличения развития трещины в длину, повышение качества раскрытия трещины за счет одновременного развития и расклинивания трещины, а также повышение качества очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции и исключение пожароопасности проведения ГРП.

Поставленные задачи решаются способом гидроразрыва карбонатного пласта, включающим спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

Новым является то, что после герметизации заколонного пространства скважины пакером производят охлаждение призабойной зоны пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газообразного азота с температурой от минус 40 до минус 45°C, далее производят гидроразрыв закачкой по колонне насосно-компрессорных труб смеси соляной кислоты с добавлением азота в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины, затем в трещину гидроразрыва по колонне насосно-компрессорных труб производят закачку перегретого пара с температурой 220°C, причем объем закачиваемого в трещину пара выбирают равным или превышающим объем закачанной солянокислотной пены и объем колонны насосно-компрессорных труб, после чего осваивают скважину.

Сущность способа заключается в том, что при проведении ГРП используют не обычную кислоту, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены, который создает и развивает трещину в процессе ГРП в пласте с предварительно охлажденной призабойной зоной, что способствует проникновению соляной кислоты совместно с пеной в неотреагированном состоянии вглубь пласта и повышает эффективность развития трещины в длину и качество ее расклинивания.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В скважину в зону гидроразрыва пласта 1 со вскрытыми интервалами перфорации 2 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб 3 с пакером 4 так, чтобы пакер 4 находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 1, подлежащего гидроразрыву.

Осуществляют герметизацию заколонного пространства 6 скважины, т.е. производят посадку проходного пакера 4 любой известной конструкции, например пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 25 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Определяют суммарный объем газообразного азота, закачиваемого в интервал призабойной зоны пласта, подлежащего гидроразрыву, по формуле, определенной опытным путем:

,

где V_г - объем газообразного азота, м³;

k=2,5-3,5 - коэффициент перевода, м³/м, примем k=3,0 м³/м;

Н_п - высота интервала вскрытия пласта, м.

Например, длина интервала вскрытия Н_п=5 м. Тогда, подставляя в формулу (1), получаем объем закачиваемого газообразного азота для охлаждения призабойной зоны пласта:

V_г=k·H_п=3,0 м³/м·5 м=15 м³.

Перед подачей на прием плунжерного насоса высокого давления 7 жидкий азот из цистерны 8 марки ТРЖК-3м (производство ООО «КриогенТехГаз», Удмуртская Республика, г. Ижевск), в которой его доставляют на скважину, подают центробежным насосом 9 в жидком состоянии в теплообменник (испаритель) 10, который обеспечивает нагревание жидкого азота до температуры от минус 40 до минус 45°C и переход его в газообразное состояние. Из теплообменника 10 газообразный азот поступает на прием плунжерного насоса высокого давления 7.

С помощью плунжерного насоса высокого давления 7 газообразный азот с температурой от минус 40 до минус 45°C, например минус 42°C, под давлением по колонне насосно-компрессорных труб 3 закачивают в призабойную зону пласта 1. В результате охлаждают призабойную зону пласта 1 радиусом R, например R равен 3 м.

Объем солянокислотной пены, состоящей из смеси соляной кислоты и азота, необходимый для создания трещины и ее расклинивания, определяют согласно плану проекта на проведение ГРП. Например, необходимый объем солянокислотной пены для проведения гидравлического разрыва пласта составляет 65 м³.

Для приготовления солянокислотной пены в нее добавляют азот в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины, при этом соляную кислоту используют максимальной концентрации, поскольку в пене ее концентрация снижается, например используют товарную соляную кислоту 35%-ной концентрации.

Таким образом, содержание пены (по объему) в солянокислотной пене составляет 65 м³·57/100=37 м³, а объем смеси соляной кислоты составляет 65 м³ - 37 м³ = 28 м³.

Далее на устье скважины в емкости 11 готовят смесь соляной кислоты в объеме 28 м³ в следующем соотношении:

35%-ная концентированная соляная кислота	99%-25,2 м³
комплексный пенообразователь Нефтенол	1%-2,8 м³

35%-ная концентированная соляная кислота (HCl) выпускается по ГОСТ 857-95. Комплексный ПАВ НЕФТЕНОЛ ВВД представляет собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей и выпускается по ТУ 2483-015-17197708-97.

Насосным агрегатом 12, например ЦА-320, подают смесь соляной кислоты из емкости 11 в колонну насосно-компрессорных труб 3, при этом на устье скважины через тройник 13 в поток смеси соляной кислоты производят добавление азота в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины по объему солянокислотной пены.

С помощью солянокислотной пены производят гидроразрыв карбонатного пласта с образованием трещины 14 и ее одновременным расклиниванием.

При прокачке через карбонатные породы солянокислотной пены образуется густая сеть протяженных трещин в отличие от нескольких неглубоких трещин для обычного кислотного раствора.

Затем с помощью парогенератора 15 в трещину 14 гидроразрыва пласта 1 по колонне насосно-компрессорных труб 3 производят закачку перегретого пара под температурой 220°C с добавлением поверхностно-активного вещества (ПАВ) МЛ-81-Б в следующем соотношении:

пар	99%
ПАВ МЛ-81-Б	1%

ПАВ МЛ-81-Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Объем закачиваемого в трещину пара выбирают равным или превышающим объем закачанной солянокислотной пены и объем колонны насосно-компрессорных труб 3. Например, объем закачанной солянокислотной пены составляет 65 м³, а объем колонны насосно-компрессорных труб 3 составляет 5 м³. Тогда суммарный объем пара, закачиваемого в пласт 1, составляет

65 м³ + 5 м³ = 70 м³.

Далее осваивают скважину и удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием по колонне насосно-компрессорных труб 3, после чего срывают пакер 4 и осваивают скважину любым известным способом, например свабированием.

Преимущества предлагаемого способа в сравнении с прототипом:

- применение солянокислотной пены для проведения ГРП замедляет растворение карбонатного материала, что способствует более глубокому проникновению смеси соляной кислоты в пласт. В результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

- малая плотность солянокислотной пены (400-800 кг/м³) и ее повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты трещины при ее одновременном развитии и расклинивании;

- закачка пара позволяет прогреть пласт, улучшить качество реакции смеси соляной кислоты с породой карбонатного пласта и улучшить условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей соляной кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения;

- наличие в солянокислотной пене дисперсной газовой фазы с большой удельной поверхностью способствует эффективному выносу из ПЗП твердых кольматантов;

- ГРП осуществляется без использования загеленных жидкостей, что позволяет избежать снижения проницаемости трещины из-за закупорки пор трещин остатками неразложившегося геля.

Claims

Способ гидроразрыва карбонатного пласта, включающий спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что после герметизации заколонного пространства скважины пакером производят охлаждение призабойной зоны пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газообразного азота с температурой от минус 40 до минус 45°С, далее производят гидроразрыв закачкой по колонне насосно-компрессорных труб смеси соляной кислоты с добавлением азота в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины, затем в трещину гидроразрыва по колонне насосно-компрессорных труб производят закачку перегретого пара с температурой 220°С, причем объем закачиваемого в трещину пара выбирают равным или превышающим объем закачанной солянокислотной пены и объем колонны насосно-компрессорных труб, после чего осваивают скважину.