RU2784709C1 - Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2784709C1 RU2784709C1 RU2022117377A RU2022117377A RU2784709C1 RU 2784709 C1 RU2784709 C1 RU 2784709C1 RU 2022117377 A RU2022117377 A RU 2022117377A RU 2022117377 A RU2022117377 A RU 2022117377A RU 2784709 C1 RU2784709 C1 RU 2784709C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- hydraulic fracturing
- reservoir
- volume
- paa
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 70
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 70
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 17
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims abstract description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000035980 PAA Effects 0.000 claims abstract 8
- 229920001888 polyacrylic acid Polymers 0.000 claims abstract 8
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N peracetic acid Chemical compound CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- -1 acrylic acid nitrile Chemical class 0.000 description 2
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 description 1
- 230000037248 Effective permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 235000015450 Tilia cordata Nutrition 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000005591 charge neutralization Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000001112 coagulant Effects 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000079 presaturation Methods 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Abstract
Заявлен способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высовязкой нефти. Техническим результатом является повышение эффективности способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличение устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличение охвата воздействия на пласт, повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Также способ включает герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа. Также способ включает создание трещин в пласте и последующее освоение скважины. Предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Рнач.пл, пластовое давление Рпл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинскому объекту. Также способ включает выбор скважины с пластовым давлением Рпл<0,7⋅Рнач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% c отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта. Также способ включает рассчет объема порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия. На первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м3 на 1 м толщины пласта. На втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. После двух этапов осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч. На третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7% от объема порового пространства пласта. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч. Далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении гидравлического разрыва в скважинах, эксплуатирующих продуктивную залежь высоковязкой нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах, с отсутствием системы поддержания пластового давления.
Особенностями литологического строения башкирских отложений месторождений Юго-Востока Татарстана являются наличие подошвенных вод в протвинском горизонте, низкое пластовое давление и отсутствие организованной системы поддержания пластового давления, что повышает риск проведения гидравлического разрыва пласта. Скважины с низким пластовым давлением, что наиболее характерно для залежей в карбонатных отложениях, обычно не рассматриваются как кандидаты для проведения гидравлического разрыва пласта (критерий - текущее пластовое давление не ниже 0,7 начального). Однако установлено, что в них создаются трещины с очень благоприятным соотношением длины и высоты (Р.Р. Ибатуллин, д.т.н., О.В. Салимов, к.т.н., В.Г. Салимов, к.г-м.н., А.В. Насыбуллин, к.т.н. - Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением. Нефтяное хозяйство, 2011). Это особенно важно в условиях, когда продуктивный карбонатный пласт сверху и снизу ограничен карбонатами или другими породами, имеющими тот же коэффициент Пуассона.
Известен способ гидроразрыва пласта (ГРП) (патент RU №2170818, МПК E21B 43/26, опубл. 20.07.2001, бюл. №20), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и ниже них спускают гибкие трубы (ГТ) до нижних отверстий интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне НКТ подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.
Недостатки данного способа:
- во-первых, ГРП осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей высоте пласта от подошвенной воды до кровли, и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность способа гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;
- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают ГТ и на проведение этой операции затрачивают определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по ГТ подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;
- в-третьих, колонна НКТ должна иметь большой диаметр, так как для прокачки жидкости-песконосителя используется кольцевое пространство между колоннами НКТ и ГТ, поэтому перед проведением ГРП необходимо совершать дополнительные спуско-подьемные операции по замене эксплуатационной колонны НКТ;
- в-четвертых, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.
Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, 43/27, опубл. 10.03.2010, бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, при этом указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи;
- во-вторых, сложный технологический процесс изоляции обводненных карбонатных коллекторов, причем лишь точное соблюдение указанных концентраций, давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести качественную водоизоляцию.
Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2734892, МПК Е21В 43/26, опубл. 26.10.2020, бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины. На первом этапе осуществляют закачку самоотклоняющегося кислотного состава (СКС), объем которой рассчитывается исходя из приемистости пласта, скважину выдерживают в бездействии некоторое время, которое необходимо для образования в водонасыщенных частях пласта блокирующего состава из геля. На втором этапе осуществляют гидравлический разрыв пласта (ГРП), где в качестве жидкости разрыва пласта используют также СКС, благодаря этому в нефтенасыщенной части пласта образуется система вторичных трещин и каналов. После повторного загеливания СКС во вторичных трещинах на третьем этапе продолжают закачку СКС в качестве жидкости ГРП для образования системы третичных трещин и каналов в нефтенасыщенной части пласта. В качестве СКС применяют состав, состоящий из 12 %-ный водный раствор соляный кислоты, 6 %-ный водный раствор Сурфогель, 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, ограничение для применения способа на скважинах с обводненной нижележащей частью карбонатного пласта в следствие того, что закачиваемый самоотклоняющийся кислотный состав обладает низкой площадью проникновения, гелирование происходит только отдельных высокопроницаемых каналов в продуктивном пласте. В общей толще, насыщенной 100% водой – не эффективно, т.к. СКС применим только на объектах с обводненностью продукции не выше 70 %. Компоненты СКС – 6 %-ный водный раствор Сурфогель и 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт позволяют увеличить добывающие возможности скважин за счет блокировки «промытых» зон и вовлечения в разработку ранее не обработанных интервалов продуктивного пласта. Однако эта блокировка носит временный характер, длительность которого не позволяет достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения, особенно в случае высокой вязкости нефти. После проведения обработки образуемый в пласте вязкоупругий гель легко разрушается добываемой нефтью и выносится из скважины, тем самым раскупоривая водоносные каналы пласта;
- во-вторых, снижение эффективности способа при отсутствии системы поддержания пластового давления, связанная с со снижением пластового давления в призабойной зоне пласта. При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что приводит к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойной зоне пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, при этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в околоскважинной зоне. По мере снижения пластового давления накопление свободного газа в пласте увеличивается вследствие выделения из нефти новых порций и расширения ранее образовавшихся пузырьков. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость породы для нефти уменьшается, а для газа растёт, что приводит к быстрому снижению дебитов нефти скважин;
- в-третьих, невозможность применения на скважинах с высоковязкой нефтью так, как закачиваемый СКС, не способен снижать вязкость нефти и как следствие не может вытеснить высоковязкую нефть;
- в-четвертых, в следствие применения в СКС 12 %-ного водного раствора соляной кислоты, возникает высокая коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб. Кроме того, в способе не определено соотношение компонентов СКС.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемой без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, с подошвенной водой в пласте за счет повышения качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины.
Новым является то, что предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Рнач.пл, пластовое давление Рпл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту, выбирают скважину с пластовым давлением Рпл<0,7*Рнач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60%, отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, на первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м3 на 1 м толщины пласта, на втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, на третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7 % от объема порового пространства пласта, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч, далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
- пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90;
- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30 0 не менее 2,2 мм2/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;
- этанол, выпускаемый по ГОСТ 18300-87.
Сущность способа состоит в следующем.
Предварительно проводят геофизические исследования. Определяют пористость и толщину пласта, начальное пластовое давление Рнач.пл, пластовое давление Рпл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту.
Выбирают скважину с пластовым давлением Рпл<0,7*Рнач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта.
Рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия.
Производят спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта.
Осуществляют герметизацию межтрубного пространства пакером.
На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м3 на 1 м толщины пласта. Нарушают целостность призабойной зоны пласта с учетом особенностей месторождения, создают новое поровое пространство с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Образуют сеть трещин, улучшающих гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивающих зону дренирования скважины. При этом также составом частично блокируют воду, поступающую в сеть созданных трещин.
На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У).
В пласте пропан смешивается с нефтью, происходит изменение состава нефти, преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз. В результате изменяется реология поведения флюидов, увеличивается подвижность нефти в порах и каналах в пласте и облегчается ее продвижение к скважине, происходит более полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков продуктивного пласта, т.е. коэффициент вытеснения стремится к 100%.
Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч для реагирования.
На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7% от объема порового пространства. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У). Затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч в ожидании реакции.
Благодаря подобранному соотношению компонентов состава происходит образование гелевой пробки в зоне водонефтяного контакта в пласте и водоносного нижележащего горизонта, запирают поток подошвенной воды, поступающий в основном по образованным трещинам после гидроразрыва пласта, но при этом исключается образования гелевой пробки во всем объеме скважины и позволяет осуществлять подъем флюида.
ПАА в составе самопроизвольно блокирует подошвенную воду в результате гидрофобной ассоциации боковых н-додецильных групп в своем составе, принадлежащих разным макромолекулам.
При контакте с подошвенной водой этанол в составе быстро диффундирует в воду, в результате в месте контакта с водой образуется прочная гелевая пробка. Присутствие в составе этанола приводит к разрушению гидрофобных агрегатов, образованных в водной среде. Разрушение позволяет среагировать ПАА с водой образовав закупоривание каналов, иначе говоря, как запуск кнопки «старт» для реакции и деятельности ПАА.
Выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Пример практического применения способа.
Выбирали скважину № 1, на которой предварительно провели геофизические исследования, по результатам которых были определены верей-башкирские отложения мощностью 27,2 м и наличие водоносного пласта по протвинскому объекту мощностью 12 м.
Начальное пластовое давление Рнач.пл составило 8,2 МПа, пластовое давление – Рпл 5,7 МПа, обводненность добываемой продукции – 85% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, определили пористость 0,158 доли ед. и толщину пласта 8 м, вязкость нефти в пластовых условиях – 68 МПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти – 1,6 т/сут.
Рассчитали объем порового пространства пласта 1,886 тыс. м3, зависимый от пористости и толщины пласта, площади воздействия.
Произвели спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Осуществили герметизацию межтрубного пространства пакером.
На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачали состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 152 м3.
На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали сжиженный пропан в объеме 12 м3. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.
На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 13,2 м3. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.
Выполнили освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Дебит по нефти составил 3,4 т/сут, прирост дебита нефти составил 1,8 т/сут, обводненность добываемой продукции составила 54 %, снизилась на 31 % (пример 1 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл.
Полученные результаты показывают, что способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти повышает эффективность способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемую без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, подошвенной водой в пласте, за счет повышение качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Таблица. Результаты осуществления способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти
| № скважины | Начальное пластовое давление Рнач.пл, МПа |
Пластовое давление Рпл, МПа | Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка до гидроразрыва пласта | Толщина пласта, м | Объем порового пространства пласта, тыс. м3 | Первый этап гидроразрыва пласта | Второй этап гидрораз-рыва пласта | Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч | Третий этап гидроразрыва пласта | Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч | Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка после гидроразрыва пласта | ||||||||
| Дебит нефти, т/сут | Обводненность добываемой продукции, % | Объем состава, м3 | ПАА, м3 | Этанол, м3 | Объем сжиженного пропана, м3 | Объем состава, м3 | ПАА, м3 | Этанол, м3 | Дебит нефти, т/сут | Прирост дебита нефти, т/сут | Обводненность добываемой продукции, % | Изменение обводненности добываемой продукции, % | |||||||
| 1 | 8,2 | 5,7 | 1,6 | 85 | 8 | 1,886 | 152 | 38 | 114 | 12 | 2 | 13,2 | 3,3 | 9,9 | 2 | 3,4 | 1,8 | 54 | -31 |
| 2 | 8,0 | 4,5 | 1,2 | 87 | 7,3 | 2,457 | 168 | 42 | 126 | 16 | 2,1 | 17,2 | 4,3 | 12,9 | 1,6 | 3,6 | 2,4 | 59 | -28 |
| 3 | 7,9 | 2,8 | 0,5 | 69 | 8,9 | 2,343 | 160 | 40 | 120 | 14 | 2,5 | 16,4 | 4,1 | 12,3 | 1,9 | 2,7 | 2,2 | 51 | -18 |
| 4 | 8,1 | 3,6 | 0,9 | 71 | 7,6 | 1,943 | 152 | 38 | 114 | 12 | 2,9 | 13,6 | 3,4 | 10,2 | 1,5 | 2,9 | 2 | 53 | -18 |
| 5 | 7,6 | 5,1 | 1,5 | 75 | 8,4 | 2,0 | 160 | 40 | 120 | 13 | 2 | 14 | 3,5 | 10,5 | 1,3 | 3,1 | 1,6 | 49 | -26 |
| 6 | 7,3 | 4,9 | 1,3 | 81 | 8,0 | 2,057 | 144 | 36 | 108 | 13 | 2,2 | 14,4 | 3,6 | 10,8 | 1 | 3,6 | 2,3 | 62 | -19 |
| 7 | 6,4 | 3,8 | 1,1 | 89 | 7,3 | 2,229 | 152 | 38 | 114 | 14 | 2,4 | 15,6 | 3,9 | 11,7 | 1,8 | 3,0 | 1,9 | 53 | -36 |
| 8 | 6,9 | 4,3 | 1,2 | 73 | 7,2 | 2,229 | 160 | 40 | 120 | 14 | 2,6 | 15,6 | 3,9 | 11,7 | 2 | 3,4 | 1,2 | 45 | -28 |
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Рнач.пл, пластовое давление Рпл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинскому объекту, выбирают скважину с пластовым давлением Рпл<0,7⋅Рнач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% c отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, на первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м3 на 1 м толщины пласта, на втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, на третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7 % от объема порового пространства пласта, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч, далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2784709C1 true RU2784709C1 (ru) | 2022-11-29 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792491C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| RU2383724C1 (ru) * | 2008-07-15 | 2010-03-10 | Алла Владимировна Чезлова | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов |
| RU2496977C2 (ru) * | 2008-02-27 | 2013-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину |
| RU2583429C2 (ru) * | 2010-11-30 | 2016-05-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интерполимерный сшитый гель и способ использования |
| RU2679778C2 (ru) * | 2014-12-15 | 2019-02-12 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композиция гидроразрыва пласта, способ ее получения и применения |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
| US20210017844A1 (en) * | 2019-07-17 | 2021-01-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of Elastic Fluids in Hydraulic Fracturing Implementing a Physics-Based Analytical Tool |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| RU2640618C2 (ru) * | 2006-10-24 | 2018-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки скважины с отведением с помощью способного разлагаться материала |
| RU2496977C2 (ru) * | 2008-02-27 | 2013-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину |
| RU2383724C1 (ru) * | 2008-07-15 | 2010-03-10 | Алла Владимировна Чезлова | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов |
| RU2583429C2 (ru) * | 2010-11-30 | 2016-05-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интерполимерный сшитый гель и способ использования |
| RU2679778C2 (ru) * | 2014-12-15 | 2019-02-12 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композиция гидроразрыва пласта, способ ее получения и применения |
| US20210017844A1 (en) * | 2019-07-17 | 2021-01-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of Elastic Fluids in Hydraulic Fracturing Implementing a Physics-Based Analytical Tool |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792491C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7328743B2 (en) | Toe-to-heel waterflooding with progressive blockage of the toe region | |
| CN105089600B (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2784709C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти | |
| RU2418943C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| WO2020139167A1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2774251C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах | |
| RU2776018C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| RU2814676C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2762321C1 (ru) | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |