WO2018084743A1 - Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций - Google Patents

Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций Download PDF

Info

Publication number
WO2018084743A1
WO2018084743A1 PCT/RU2017/000784 RU2017000784W WO2018084743A1 WO 2018084743 A1 WO2018084743 A1 WO 2018084743A1 RU 2017000784 W RU2017000784 W RU 2017000784W WO 2018084743 A1 WO2018084743 A1 WO 2018084743A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
composition
gas composition
injection
formation
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000784
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Иванович САВИЧЕВ
Элина Радисовна БАШИРОВА
Юрий Аркадьевич ЦЕРКОВСКИЙ
Original Assignee
Владимир Иванович САВИЧЕВ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Владимир Иванович САВИЧЕВ filed Critical Владимир Иванович САВИЧЕВ
Publication of WO2018084743A1 publication Critical patent/WO2018084743A1/ru

Links

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
    • 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
    • E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E21B43/168—Injecting a gaseous medium
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935—Enhanced oil recovery

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry and is aimed at improving the economic efficiency of hydrocarbon production and involvement in the development of new categories of reserves through stimulation of wells.
  • the carrier medium for the proppant is a liquid solution, the main ingredient of which is water with various special additives, including the so-called gelling, increasing viscosity and, as a consequence, the bearing properties of the solution.
  • the proppant variant of hydraulic fracturing is applied mainly to terrigenous sections.
  • a modification of the main hydraulic fracturing method for horizontal wells became widespread, the so-called multi-stage hydraulic fracturing (Fracturing) - the sequential creation of (dozens) of technogenic discrete fractures located transverse to the axis of the horizontal wellbore.
  • the acid fracturing method which consists in flushing the bottomhole formation zone under pressure with special acidic compounds that dissolve the void space in the volume of carbonate rock according to the geometry of the fracture extension and create the so-called “wormholes”.
  • Carbonate reservoirs for the most part have a natural fracture that arose as a result of natural geomechanical processes (tectonic compression, shear).
  • a technogenic fracture wormhole system acts as a highly conductive channel connecting the wellbore to a network of natural fractures.
  • Modern technology of large-volume hydraulic fracturing involves the injection of up to several thousand m 3 of a solution of industrial water with chemical reagents, which entails environmental and technological risks.
  • Environmental risks are associated with the need for the selection and subsequent discharge of significant volumes of industrial water with the danger of pollution of natural sources of water supply; technological risks - with the need to bring to the surface most of the injected volumes of non-hydrocarbon fluids in the process of well development after hydraulic fracturing.
  • liquefied gases of various nature as a proppant carrier: hydrocarbons, such as propane C 3 Hg; butane C4H10; carbon dioxide CO 2 ; inert gases such as nitrogen N 2 ; and others.
  • hydrocarbons such as propane C 3 Hg; butane C4H10; carbon dioxide CO 2 ; inert gases such as nitrogen N 2 ; and others.
  • gases in a liquefied state as a carrier agent is aimed at eliminating the need to pump significant volumes of process water.
  • PBT propane-butane
  • inert gases such as nitrogen
  • inert gases such as nitrogen
  • the use of liquefied gases at such low temperatures requires the protection of standard downhole equipment from cryogenic shock when in contact with liquid nitrogen, for example by carrying out the entire operation through special flexible tubing (SPE 51067, Cryogenic Nitrogen as a Hydraulic Fracturing Fluid in the Devonian Shale ", 1998 r).
  • a known method for the implementation of hydraulic fracturing by pumping the mixture of PBT as the main carrier agent under thermobaric conditions corresponding to the liquid phase state (US patent No. 2013161016 Al, IPC E21B43 / 26, published June 27, 2013).
  • a high-pressure nitrogen source is additionally used, which is used as a buffer gas to purge the system before injection of an explosive and flammable hydrocarbon mixture, and also as a buffer gas for injecting proppant into the high pressure condensate PBT stream.
  • the methods and apparatuses described in the invention offer a technologically efficient and safe way to conduct gas fracturing operations.
  • the disadvantage of this method is the need to develop when injecting from the mouth of the pressure, significantly higher than those with conventional hydraulic fracturing with process water. So, in the example given in the description of the invention, wellhead injection pressures at the level of 45 MPa are calculated, which are necessary to achieve hydraulic fracturing pressure at a depth of about 2500 m.
  • the required flow rate of propane-butane condensate can reach 1000 m 3 , which As already noted, it involves significant logistics costs.
  • the disadvantages of this method are the high target injection pressure of the composition and the technological risks associated with the turnover (injection / production) of significant volumes of carbon dioxide.
  • the objective of the invention is the implementation of a technologically effective anhydrous alternative to hydraulic fracturing in the form of gas stimulation of the bottomhole formation zone — gas thermal fracturing (GasTPS) based on specially selected gas compositions (PS).
  • GasTPS gas thermal fracturing
  • PS specially selected gas compositions
  • the technical result of the invention is to increase the productivity of the well due to the operation of GTR with minimal use of process water and hazardous chemicals at characteristic temperatures of technological processes above -30 ° C with maximum use of the most affordable components in the oil and gas field.
  • the specified technical result is achieved by the method of stimulating wells by injecting a gas composition into the bottomhole formation zone, in which a three-stream gas composition is formed, including a propane-butane mixture, natural gas or associated petroleum gas and nitrogen, which are mixed before injection, while controlling the flows with the possibility of changing the molar composition of the gas components of the composition, rate and volume of its injection conditions ensure gas composition values of the temperature T ⁇ T cr and less PRESSURE injection Ia larger P t P cr, where T cr - a critical temperature, and P cr - a critical pressure of the composition.
  • nitrogen is preliminarily pumped through the tubing string under a pressure of up to 35 MPa to create a buffer zone.
  • the propane-butane mixture before injecting the gas composition, is preliminarily pumped through the tubing string to fill the volume of the bottomhole zone to provide increased phase permeability of the formation.
  • a pack of highly mineralized industrial water is pumped into the well with the addition of hydrate inhibitors in the volume of the tubing string.
  • the hydrochloric acid rim is mixed with a mutual organic solvent in the stream of the gas composition.
  • Fig.1 shows the combined curves of phase equilibria and isochore lines of gas compositions with different compositions, providing different values of critical pressure and temperature
  • Fig. 2 is a schematic diagram of an apparatus for forming a HA pumped into a well.
  • Composition 1 is optimal for productive intervals with a characteristic reservoir temperature of more than + 60 ° C;
  • Composition 2 - for productive intervals with a characteristic reservoir temperature from + 30 ° C to + 60 ° C;
  • Composition 3 - for productive intervals with a characteristic reservoir temperature of up to + 30 ⁇ .
  • thermobaric plane Changes in the thermophysical properties in the given GCs are shown on the thermobaric plane by the points: p - Composition 1, ⁇ - Composition 2, schreib - Composition 3. From the picture of the change in properties (Fig. 1) it follows that gas compositions can reach values during heating to reservoir temperatures pore pressures sufficient for the formation of critical geomechanical stresses, providing the formation of the region massive fracturing. The density scale of HA in a flow of 450-500 kg / m3 is shown in the figure.
  • the installation (Fig. 2) contains a buffer tank 1 with PBT mixture (operating pressure up to 2 MPa), which is connected to a high pressure pump 2 (24-35 MPa) with cooling system 3.
  • the cooling system operates at low ambient temperatures according to the device air cooling, at moderate and high temperatures - according to the refrigeration cycle using PBT condensate as a coolant.
  • the flow of natural or associated petroleum gas (GHG / APG) is taken from local sources with minimal preliminary preparation for
  • UPSG feed gas preparation unit 4 in the form of dehydration from water condensate.
  • the flow of PG / APG enters the compressor 5, passes through the air cooling apparatus (ABO) 6. and fed to the mixing unit 7, where it is mixed with the flow of high pressure condensate PBT.
  • Mobile nitrogen-generating unit 8 provides a high-pressure nitrogen stream of 24-35 MPa (VD) for injection into the mixing unit 9, where HA is formed with a given ratio of components, as well as an auxiliary low-pressure stream of up to 2 MPa (ND), for the purpose of purging and filling technological equipment during operations.
  • VD high-pressure nitrogen stream of 24-35 MPa
  • HA auxiliary low-pressure stream of up to 2 MPa
  • ND auxiliary low-pressure stream of up to 2 MPa
  • Example 1 Preparing a well for injection of HA to stimulate the PPP of a well includes all the necessary operations before carrying out well-known types of geological and technical measures, including the descent of a tubing string with a packer arrangement designed to withstand high downhole pressures during stimulation.
  • the formation of the HA is carried out in accordance with the installation operation described above (Fig. 2).
  • the predetermined costs of the components are provided, as well as the speed and volume of injection to cover the reaction zone of the target region of the well bottom-hole zone.
  • the GC experiences natural heating due to heat transfer through the annular space of the tubing string with rocks.
  • the optimum temperature of the bottomhole logs is in the range (+ 20 ° C, + 30 ° C). This level provides sufficient temperature contrast to achieve a thermo-mechanical effect when in contact with rocks, in addition, these temperatures minimize the risks of hydrate formation when in contact with formation water in the bottomhole zone at all significant pressure levels. If necessary, flexible tubing with a smaller diameter and additional thermal insulation can be used. The speed and volume of injection are calculated from the actual thermophysical properties of the target productive interval and the calculated effect of achieving critical thermo-mechanical stresses.
  • a pack of high mineralization water with the addition of hydrate inhibitors in the volume of the tubing string can be pumped as the final rim.
  • the reaction time of the bottomhole bottom hole PPZ is calculated before the technological operation is performed according to special templates, control parameters of pressure and temperature at the wellhead and bottom of the well are transmitted to the control center of the technological operation via the telemetry system.
  • the process of gas stimulation of the bottomhole formation zone reaches its main goal in the process of warming the bottomhole zone to the initial reservoir temperature.
  • intra-pore pressure develops, comparable to the ultimate strength of rocks.
  • a characteristic value of a barothermal coefficient of the order of 1 MPa / K develops in the volume of rocks when the supercritical temperature of the HA is reached, taking into account the volume-weighted ratio of the coefficient of thermal expansion of the rock saturated with gas condensate and the compressibility of the medium.
  • the pressure increase during heating reaches 30 MPa or more, which is enough to achieve critical intra-pore pressures of 45-75 MPa. This leads to the formation of an area of massive fracture of the bottomhole formation zone of the well, which ensures its effective stimulation.
  • injection of HA is used in combination with the acid treatment of the PPP, similar to acid fracturing.
  • the hydrochloric acid rim is mixed with a mutual organic solvent, such as mono-atomic alcohols, into the HA stream.
  • GazTRP allows you to implement a technologically efficient and cost-effective alternative to the traditional hydraulic fracturing method based on process water.
  • a new method of gas stimulation of well-borne well recovery zones acts not only as an environmentally attractive alternative, but also as a modern, high-tech competitor to the well-established traditional methods of stimulating wells.

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)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую ПБТ смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции Т1 меньше критической и давления закачки Р1 больше критического. Возможно перед закачкой газовой композиции прокачивать через колонну НКТ буферный азот или ПБТ смесь для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта. Дополнительно в качестве финальной оторочки возможна закачка в скважину пачки технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем. Изобретение позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает, как современный высоко-технологичный конкурент традиционным методам стимуляции скважин.

Description

Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.
Известна классическая технология стимуляции вертикальных скважин путём гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе проведения данного геолого-технологического мероприятия (ГТМ), на забое скважины формируется давление, которое превышает предел прочности горной породы по одному из направлений в текущих условиях анизотропных горизонтальных стрессов. Инициация и дальнейший рост техногенной трещины, соединяющей ствол скважины с призабойной зоной пласта (ПЗП), сопровождается заполнением трещины (закреплением от схлопывания) специальной насыпной твёрдой фазой (керамический проппант или песок). Несущей средой для проппанта выступает жидкий раствор, основным ингредиентом которого является вода с различными спецдобавками, включая так называемые гелирующие, повышающие вязкость и, как следствие, несущие свойства раствора. Проппантный вариант ГРП применяется, в основном, к терригенным разрезам. В связи с освоением так называемых сланцевых запасов углеводородов большое распространение получила модификация основного метода ГРП для горизонтальных скважин, так называемый многостадийный ГРП (МГРП) - последовательное создание (десятков) техногенных дискретных трещин, расположенных поперечно оси горизонтального ствола скважины. В случае с карбонатными продуктивными породами наиболее эффективным способом стимуляции скважин является метод кислотного ГРП КГРП, который заключается в промывке ПЗП под давлением специальными кислотными составами, обеспечивающими растворение пустотного пространства в объёме карбонатной породы по геометрии простирания трещины ГРП и создание так называемых «червоточин». Карбонатные резервуары в большинстве своём обладают естественной трещинноватостью, возникшей как следствие природных геомеханических процессов (тектоническое сжатие, сдвиг). Таким образом, техногенная трещина (система «червоточин») выступает в роли высокопроводящего канала, соединяющего ствол скважины с сетью природных трещин.
Современная технология больше-объёмных ГРП предполагает закачку до нескольких тысяч м3 раствора технической воды с химическими реагентами, что влечёт за собой экологические и технологические риски. Экологические риски связаны с необходимостью отбора и последующего сброса значительных объёмов технической воды с опасностью загрязнения природных источников водоснабжения; технологические риски - с необходимостью выноса на поверхность большей части закачанных объёмов неуглеводородных жидкостей в процессе освоения скважины после ГРП. В поисках решения данных проблем на протяжении последних десятилетий было предложено несколько модификаций технологии ГРП с использованием в качестве носителя проппанта сжиженных газов различной природы: углеводороды, такие как пропан C3Hg; бутан С4Н10; диоксид углерода С02; инертные газы, такие как азот N2; и другие. Использование в качестве несущего агента газов в сжиженном состоянии направлено на устранение необходимости перекачки значительных объёмов технической воды. Использование пропан-бутанового (ПБТ) конденсата в качестве прямой альтернативы технической воде, как несущего агента, сопряжено со следующими технологическими проблемами: сложная логистика оборота сотен м3 ПБТ конденсата при проведении одной скважино-операции газового ГРП; давления закачки ПБТ конденсата в среднем на 50 атм выше аналогичных по технической воде на каждые 1000 м по глубине геологического разреза. Указанные проблемы значительно сужают область применения данного метода.
Использование инертных газов, таких как азот, в сжиженном состоянии предполагает проведение технологических операций в области температур ниже -100°С. При взаимодействии криогенного флюида высокого давления с горными породами, находящимися при температурах согласно регионального геотермального градиента, возникают критические термо-механические напряжения, зачастую превосходящие предел прочности горных пород в условиях значительных обжимных горизонтальных стрессов. Использование сжиженных газов при столь низких температурах требует защиты стандартного скважинного оборудования от воздействия криогенного шока при контакте с жидким азотом, например путем проведения всей операции через специальные гибкие насосно-компрессорные трубы (SPE 51067, «Cryogenic Nitrogen as а Hydraulic Fracturing Fluid in the Devonian Shale», 1998 r).
Известен способ реализации ГРП путем закачки в качестве основного несущего агента ПБТ смеси в термобарических условиях, соответствующих жидкостному фазовому состоянию (патент US No 2013161016 Al, МПК Е21В43/26, опубликовано 27.06.2013 г). Согласно изобретению дополнительно применяется источник азота высокого давления, который используется в качестве буферного газа продувки системы перед закачкой взрыво-пожароопасной углеводородной смеси, а также в качестве буферного газа для впрыска проппанта в поток ПБТ конденсата высокого давления. Методы и аппараты, описанные в изобретении, предлагают технологически эффективный и безопасный способ проведения операций газового ГРП.
Недостатком данного способа является необходимость развивать при закачке с устья давления, значительно превышающие таковые при традиционном ГРП на технической воде. Так, в примере, приведенном в описании изобретения, рассчитаны устьевые давления закачки на уровне 45 МПа, необходимые для достижения давления гидроразрыва на глубине порядка 2500 м. При проведении аналогичных операций в варианте МГРП потребный расход пропан-бутанового конденсата может достигать 1000 м3, что как уже было замечено, сопряжено со значительными логистическими расходами.
Известен способ подбора и закачки газовых композиций (патент US Ne 3368627А, МПК Е21В43/16, опубликовано 13.02.1968 г.). Описываемая технология предполагает приготовление газовой композиции в составе: углекислого газа (С02) и нормальных алканов (С2-Сб), в основном пропан- бутан, таким образом, что конечная смесь газов имеет критическую температуру газовой композиции Ткр ниже пластовой температуры Тпл целевого геологического объекта, но выше температуры транспорта вдоль ствола скважины от устья до забоя (Туст,Тзаб), а критическое давление Ркр соответственно не превышает давления транспорта газовой композиции на забой (Руст, Рзаб). При этом предлагается смешивать основные сжиженные компоненты: углекислый газ и углеводородный (УВ)конденсат непосредственно на устье скважины. В результате закачки газовой композиции под высоким давлением в возможной комбинации с проппантным (песочным) наполнителем или в смеси с кислотой ожидаются эффекты, характерные для ГРП или кислотного ГРП. В результате контакта с более теплым пластом и разрядки скважины со стороны устья газовая композиция переходит большей своей частью в область газообразного состояния и естественным образом выносит на поверхность все продукты реакции после проведенного ГТМ, значительно облегчая тем самым процесс освоения скважины.
Недостатками данного способа являются высокие целевые давления закачки композиции и технологические риски, связанные с оборотом (закачка/добыча) значительных объёмов углекислого газа.
Задачей изобретения является реализация технологически эффективной безводной альтернативы ГРП в виде газовой стимуляции ПЗП скважины - газовый термический разрыв пласта (ГазТРП) на основе специально подобранных газовых композиций (ПС).
Техническим результатом изобретения является повышение продуктивности скважины за счет операции ГазТРП с минимальным использованием технической воды и опасных химических реагентов при характерных температурах технологических процессов выше -30°С с максимальным использованием наиболее доступных компонент на нефтегазовом промысле.
Указанный технический результат достигается способом стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции Т\ меньше Т кр и давления закачки Pt больше Р кр , где Т кр - критическая температура, а Р кр - критическое давление данной композиции. Согласно изобретению перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб азот под давлением до 35 мПа, для создания буферной зоны.
Согласно изобретению перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб пропан-бутановую смесь с заполнением объема призабойной зоны для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта.
Согласно изобретению дополнительно в качестве финальной оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны насосно- компрессорных труб.
Согласно изобретению для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем.
Технический результат изобретения достигается благодаря следующему.
При закачке в пласт ГК в виде специально подобранной комбинации компонентов, обеспечивающей близость ее критических давлений и температур к области пластовых температур и давлений, происходит охлаждение и последующий разогрев ПЗП до исходной пластовой температуры, при этом развивается внутрипоровое давление, сопоставимое с пределом прочности горных пород. Прирост давления в процессе разогрева достигает 30 МПа и более, что вполне достаточно для достижения критических внутри-поровых давлений 45-75 МПа. Область критических термо-механических напряжений, формируемая в процессе закачки и тепловой реакции ГК, приводит к формированию области массивной трещиноватости призабойной зоны пласта скважины (ОМТ ПЗП). Данный тип изменения фильтрационных свойств ПЗП имеет потенциал многократного повышения коэффициента продуктивности скважины. Указанный эффект отличает предложенное техническое решение от классического ГРП, при котором формируется несколько дискретных трещин.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 приведены совмещенные кривые фазовых равновесий и линии изохор газовых композиций с различным составом, обеспечивающим различные значения критического давления и температуры, на фиг. 2 - принципиальная схема установки для формирования ГК, закачиваемой в скважину.
Принцип подбора состава ГК заключается в том, чтобы максимально эффективно использовать закон изменения теплофизических свойств ГК в процессе закачки и в контакте с породой в ПЗП скважины. На фиг. 1 приведены примеры диаграмм фазовых состояний для трех различных ГК в следующем соотношении компонент ПБТ: СН4: N2: Состав 1 - 40:30:30 мольных долей, Ткр = +60С, Ркр = 15.5 МПа; Состав 2 - 30:40:30 мольных долей, Ткр = +30С, Ркр = 17.6 МПа; Состав 3 - 25:45:30 мольных долей, Ткр = ОС, Ркр = 17.8 МПа. На основании проведенных расчетов исходя из известных теплофизических характеристик горных пород и параметров ГК было установлено, что Состав 1 является оптимальным для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой более +60С; Состав 2 - для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой от +30С до +60С; Состав 3 - для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой до +30С.
Изменения теплофизических свойств в приведенных ГК показаны на термобарической плоскости точками: п - Состав 1 , Δ - Состав 2, о - Состав 3. Из картины изменения свойств (фиг. 1) следует, что газовые композиции в процессе разогрева до пластовых температур способны достичь значений внутри-поровых давлений, достаточных для формирования критических геомеханических напряжений, обеспечивающих формирование области массивной трещиноватости. Масштаб плотности ГК в потоке 450-500 кг/мЗ, приведен на рисунке.
Установка (фиг. 2) содержит буферную емкость 1 с ПБТ смесью (рабочее давление до 2 МПа), которая подключена к насосу высокого давления 2 (24-35 МПа) с системой охлаждения 3. Система охлаждения работает при низких температурах окружающей среды по схеме аппарата воздушного охлаждения, при умеренных и высоких температурах - по холодильному циклу с использованием в качестве хладоагента ПБТ конденсата. Поток природного или попутного нефтяного газа (ПГ/ПНГ) отбирают от локальных источников с минимальной предварительной подготовкой на
узле подготовки сырьевого газа (УПСГ) 4 в виде осушки от водяного конденсата. Поток ПГ/ПНГ поступает на компрессор 5, проходит через аппарат воздушного охлаждения (АВО) 6 . и подается на узел смешения 7, где смешивается с потоком ПБТ конденсата высокого давления. Мобильный азото-генерирующий блок 8 обеспечивает поток азота высокого давления 24- 35 МПа (ВД) для впрыска в узел смешения 9, где образуется ГК с заданным соотношением компонент, а также вспомогательный поток низкого давления до 2 МПа (НД), с целью продувки и заполнения технологического оборудования в процессе проведения операций. Таким образом, в установке одновременно формируют три потока. Управление потоками осуществляют посредством установленного на каждой линии перед соответствующим узлом смешения устройства управления потоком 10, состоящим из стандартных элементов: электромагнитный регулировочный клапан, ПИД- регулятор и контроллер системы управления.
Примеры реализации способа.
Пример 1. Подготовка скважины под закачку ГК для стимуляции ПЗП скважины включает все необходимые операции перед проведением известных типов ГТМ, в том числе спуск колонны НКТ с пакерной компоновкой, рассчитанных на противостояние высоким давлениям на забое в процессе проведения стимуляции. Осуществляют формирование ГК в соответствии с описанной выше работой установки (фиг. 2). При этом обеспечивают заданные расходы компонентов, а также скорость и объем закачки для охвата зоной реакции целевой области ПЗП скважины. В процессе транспорта на забой ГК испытывает естественный разогрев за счёт теплообмена через затрубное пространство колонны НКТ с горными · породами. Для всех геологических пластов с температурой +60С и выше оптимальная температура ГК на забое находится в интервале (+20С,+30С). Данный уровень обеспечивает достаточный температурный контраст для достижения термо-механического эффекта при контакте с горными породами, кроме того, данные температуры минимизируют риски гидратообразования при контакте с пластовыми водами в призабойной зоне при всех значимых уровнях давлений. По необходимости мо1ут быть использованы гибкие НКТ с меньшим диаметром и дополнительной теплоизоляцией. Скорость и объём закачки рассчитывают из фактических тепло-физических свойств целевого продуктивного интервала и расчетного эффекта достижения критических термо-механических напряжений.
Пример 2.
Заполнение колонны НКТ буферным азотом высокого давления, далее переключают процесс на закачку в НКТ и призабойную зону ПБТ смеси с целью создания максимального забойного давления в начальный период закачки, достижения максимальной флюидальной проводимости ПЗП и последующих темпов закачки ГК. Проведен расчёт для эффективной проницаемой толщины продуктивного интервала Нэфф= 10 м и эффективной пористости породы 10%. Охват охлаждённым фронтом ГК ПЗП радиусом ROXB=5 м достигается при объёме прокачки в пластовых условиях порядка 1000 мЗ. При этом температурный фронт [+20С,+30С] ГК продвигается на заданное расстояние ROXB в объёме горных пород. В зависимости от фактической приёмистости скважины по компонентам ГК время закачки может занять от нескольких часов до суток. По окончании закачки заданного объёма ГК скважину закрывают на реакцию.
Для повышения эффективности и безопасности при проведении операции в качестве финальной оторочки может закачиваться пачка технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объёме колонны НКТ. Время реакции ПЗП скважины рассчитывают перед проведением технологической операции по специальным шаблонам, контрольные параметры давления и температуры на устье и забое скважины по системе телеметрии поступают в центр управления технологической операцией.
Процесс газовой стимуляции ПЗП скважины достигает своей главной цели в процессе разогрева ПЗП до исходной пластовой температуры. При этом развивается внутри-поровое давление, сопоставимое с пределом прочности горных пород. Для количественной оценки эффекта используется баротермический коэффициент dP/dT= (МПа/К) изменения давления при изменении температуры и фиксированном объёме. Характерная величина баротермического коэффициента порядка 1 МПа/К развивается в объёме горных пород при достижении закритической температуры ГК с учётом объёмно-взвешенного отношения коэффициента теплового расширения горной породы, насыщенной газовым конденсатом, и сжимаемости среды. При этом прирост давления в процессе разогрева достигает 30 МПа и более, что вполне достаточно для достижения критических внутри-поровых давлений 45-75 МПа. Это приводит к формированию области массивной трещиноватости ПЗП скважины, обеспечивающей ее эффективную стимуляцию.
Простейшие оценки повышения продуктивности скважины проводят по формуле Дюпюи для радиального притока. При эффективном значении скина S=0, ожидаемый коэффициент увеличения продуктивности равен 1.5- 2. Если значение скин-фактора принимает отрицательные значения, ожидаемый эффект растет кратно, вследствие эффекта синергии фильтрационных каналов ОМТ ПЗП и системы природных трещин и перфорационных каналов значительной протяженности.
Для карбонатных пластов применяют закачку ГК в комбинации с кислотной обработкой ПЗП, по аналогии с кислотным ГРП. С этой целью в поток ГК впрыскивают соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем, таким, как одно-атомные спирты.
Таким образом, предложенное изобретение ГазТРП позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает не просто в качестве экологически привлекательной альтернативы, но и как современный высоко-технологичный конкурент хорошо зарекомендовавшим себя традиционным методам стимуляции скважин.

Claims

Формула изобретения
1. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее её критического значения и давления закачки более критического давления данной композиции.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно- компрессорных труб азот под давлением до 35 мПа, для создания буферной зоны.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно- компрессорных труб пропан-бутановую смесь с заполнением объема призабойной зоны для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что дополнительно в качестве финальной оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны насосно-компрессорных труб.
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем.
PCT/RU2017/000784 2016-11-02 2017-10-26 Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций WO2018084743A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016143266A RU2632791C1 (ru) 2016-11-02 2016-11-02 Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций
RU2016143266 2016-11-02

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018084743A1 true WO2018084743A1 (ru) 2018-05-11

Family

ID=60040968

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000784 WO2018084743A1 (ru) 2016-11-02 2017-10-26 Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2632791C1 (ru)
WO (1) WO2018084743A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110439544A (zh) * 2019-07-31 2019-11-12 中国石油大学(北京) 一种基于真三轴酸化压裂的室内实验装置及酸化压裂模拟方法
CN111502651A (zh) * 2020-06-30 2020-08-07 西南石油大学 一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2696739C1 (ru) * 2018-12-21 2019-08-05 Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов
RU2754209C2 (ru) * 2020-01-21 2021-08-30 Александр Юрьевич Мильков Способ стимуляции нефтяных и газовых пластов

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3368627A (en) * 1966-03-21 1968-02-13 Dow Chemical Co Method of well treatment employing volatile fluid composition
US20130161016A1 (en) * 2006-03-03 2013-06-27 Gasfrac Energy Services Inc. Liquified petroleum gas fracturing system
RU2494233C2 (ru) * 2007-11-19 2013-09-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система и способ добычи нефти и/или газа

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4558740A (en) * 1983-05-27 1985-12-17 Standard Oil Company Injection of steam and solvent for improved oil recovery
RU2060378C1 (ru) * 1993-04-06 1996-05-20 Александр Константинович Шевченко Способ разработки нефтяного пласта
CA2605729C (en) * 2005-04-22 2015-07-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ conversion process utilizing a closed loop heating system

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3368627A (en) * 1966-03-21 1968-02-13 Dow Chemical Co Method of well treatment employing volatile fluid composition
US20130161016A1 (en) * 2006-03-03 2013-06-27 Gasfrac Energy Services Inc. Liquified petroleum gas fracturing system
RU2494233C2 (ru) * 2007-11-19 2013-09-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система и способ добычи нефти и/или газа

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110439544A (zh) * 2019-07-31 2019-11-12 中国石油大学(北京) 一种基于真三轴酸化压裂的室内实验装置及酸化压裂模拟方法
CN111502651A (zh) * 2020-06-30 2020-08-07 西南石油大学 一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法
CN111502651B (zh) * 2020-06-30 2020-09-22 西南石油大学 一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2632791C1 (ru) 2017-10-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10577533B2 (en) Unconventional enhanced oil recovery
WO2018084743A1 (ru) Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций
US3368627A (en) Method of well treatment employing volatile fluid composition
US8061427B2 (en) Well product recovery process
US9828840B2 (en) Producing hydrocarbons
US10717924B2 (en) Supercritical carbon dioxide emulsified acid
US20100051272A1 (en) Liquified petroleum gas fracturing methods
RU2544343C1 (ru) Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой
CA2990160C (en) Well testing
WO2015023726A2 (en) Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature
US10087737B2 (en) Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs
MX2011003125A (es) Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea.
WO2017063073A1 (en) Methods for hydraulic fracturing
CZ307274B6 (cs) Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny
US10047275B2 (en) Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions
US20140262285A1 (en) Methods for fraccing oil and gas wells
Pandey et al. New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells
RU2457323C1 (ru) Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями
RU2451174C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта
Gruber et al. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results
CA3085548C (en) Use of liquid natural gas for well treatment operations
CA2716446A1 (en) Effective horizontal drilling through a hydrocarbon reservoir
Shouldice Liquid nitrogen developments and applications in drilling and completion operations
RU2645688C1 (ru) Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта
RU2013526C1 (ru) Способ временной изоляции газоносного пласта

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17868393

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17868393

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1