СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
FORMATION HYDRAULIC FRACTURING METHOD

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа.
Известен способ гидроразрыва пласта путем создания в нем трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине, порохового заряда (см., например, патент США №3422760, 1969).
Недостатком известного способа является кратковременность эффекта интенсификации притока продукции из пласта после операции гидроразрыва по причине быстрого смыкания трещин.
Техническим результатом изобретения является повышение эффекта интенсификации притока продукции из пласта за счет снижения потерь энергии заряда, повышения безопасности работ и увеличения эффекта устойчивого дренирования пласта во времени.
3
3
Необходимый технический результат достигается тем, что способ гидроразрыва пласта включает помещение в интервал скважины на глубине гидроразрыва вязкой рабочей жидкости с проппантом фракции 0,4-0,8 мм во взвешенном состоянии, помещение в скважине выше рабочей жидкости технологической жидкости плотностью 1,3-2,0 г/см и создание трещин в пласте вязкой рабочей жидкостью с помощью энергии, выделяемой при горении заряда, который помещают в зоне вязкой рабочей жидкости, при этом в качестве вязкой рабочей жидкости используют жидкость, включающую, в расчете на 1 м:
биоцид «Биолан» - 0,005-0,007 л;
гелеобразователь «ГПГ-3» - 4-5 кг;
боратный сшиватель «БС-1» - 3-4 л;
ПАВ - регулятор деструкции «ХВ» - 1-3 л;
проппант - 100-300 кг;
вода - остальное.
Кроме того, заряд помещают против геологических разностей пород пласта и/или их нарушений;
до создания трещин в пласте осуществляют снижение уровня скважинной жидкости до отметки 150-190 м от устья скважины и герметизацию устья скважины с возможностью дросселирования потока жидкости.
3
Сущность изобретения заключается в том, что горение заряда в зоне вязкой рабочей жидкости сопровождается излучением в эту жидкость плоской волны сжатия, распространяющейся примерно со скоростью звука в жидкости и приводящей в возмущение, в конечном итоге, всю скважинную жидкость. За время горения заряда, от долей секунды до нескольких секунд - в зависимости от типа заряда, его величины и системы инициирования горения. Составной столб жидкости над зарядом в виде вязкой и технологической жидкости выполняет роль своеобразного жидкого пакера. При большом объеме поступления сильно нагретых газов горения заряда в пласт в течение короткого времени создаются условия, достаточные для разрыва пласта или, по меньшей мере, раскрытия естественных геологических трещин. Одновременно с движением технологической жидкости и части вязкой жидкости вверх, которое ограничено свойствами этих жидкостей, необходимый объем вязкой жидкости под избыточным давлением проникает в пласт и, подобно «клину», создает или расширяет и углубляет естественные геологические трещины. В результате исследований технологической жидкости, в рамках данного изобретения, было установлено, что свойства технологической жидкости с плотностью 1,3-2,0 г/см, содержащей утяжелитель - барит или гематит - частицы неправильной формы, а также применяемой вязкой жидкости со своими частицами проппанта фракции 0,4-0,8 мм, обеспечивают неожиданное проявления качества усиления пакерующих свойств жидкости в стволе скважины. Более активно свойства проявляются при более высоких значениях плотности. Объяснения полученного эффекта на настоящем этапе пока не найдено. Возможно во фронте быстро нарастающего давления, распространяющегося по жидкости, возникают дополнительные явления на многочисленных границах твердых частиц и жидкости с неньютоновскими свойствами, обеспечивающими особую динамику изменения структурных свойств жидкости.
В качестве биоцида «Биолана» используют, например, водное синтетическое моющее, средство, известное, например, из RU 2354684, 10.05.2009 на основе алкил-бензолсульфоната натрия, триполифосфата натрия, карбоксиметилцеллюлозы и жидкого стекла с добавками оксиэтилированных жирных спиртов, кальцинированной соды и сульфата натрия.
Гелеобразователь «ГПГ-3» (ТУ 2499-072-17197708-03) представляет собой полисахарид - мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета.
Боратный сшиватель «БС-1» (ТУ 2499-069-17197708-03) - боросодержащее соединение в виде полупрозрачной жидкости от желтого до коричневого цвета.
Поверхностно-активное вещество (ПАВ) - регулятор деструкции «ХВ» (ТУ 2499-074-17197708-03) - неорганическое соединение в виде белого порошка.
В качестве проппанта может быть принята, например, порода на основе кварца или гранита с помолом до необходимой фракции 0,4-0,8 мм или песок этой фракции. В контакте именно с такой фракцией проппанта упомянутая выше вязкая жидкость проявляет вышеотмеченные свойства. При этом в трещинах интенсифицируемого гидроразрывом пласта такой проппант не уплотняется и обеспечивает максимально возможные дренирующие свойства.
Для технологической жидкости в качестве основы могут быть использованы, например:
3
3
1) буровой раствор стандартной плотности 1,2 г/см с нормированными добавками утяжелителя до необходимой плотности (1,3-2 г/см);
3
2) раствор бишофита (кристаллогидрата хлорида магния) плотностью 1,3 г/см;
3
3) раствор хлористого кальция плотностью 1,3-1,4 г/см;
3
4) раствор бромида кальция плотностью 1,7 г/см;
3
5) раствор на основе смеси хлорида и бромида кальция плотностью 1,4-1,8 г/см;
3
6) раствор на основе солей хлорида и бромида кальция, а также бромида цинка плотностью 1,8-2,0 г/см.
Справедливость утверждений по вышеприведенному п.1 подтверждается существующей практикой (см., например, Мищевич В.И. и др.. Справочник инженера по бурению, т.1, М.: Недра, с.348). Аналогичная практика существует и в отношении п.п.2-6 (см., например, Рябоконь С.А. и др., Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело», вып.19, - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, с.16-17, 29-31).
Заряд помещают против геологических разностей пород пласта или их нарушений, например, трещин. Возможен вариант размещения заряда против геологических разностей пород пласта в зоне их нарушений - трещиноватости.
Способ осуществляют следующим образом.
3
3
3
3
В скважину, например в зону перфорации обсадной колонны, спускают насосно-компрессорные трубы с установкой их нижнего конца на 5-10 м ниже интервала перфорации. С помощью цементировочного или другого агрегата приготавливают на устье скважины вязкую жидкость В качестве вязкой жидкости используют жидкость, включающая, в расчете на 1 м: биоцид «Биолан» - 0,005-0,007 л.; гелеобразователь «ГПГ-3» - 4-5 кг; боратный сшиватель «БС-1» - 3-4 л; ПАВ - регулятор деструкции «ХВ» - 1-3 л; проппант фракции 0,4-0,8 мм - 100-300 кг; вода - остальное. Выдерживают ее в течение некоторого времени, например 1 час. Затем проверяют реологические свойства на предмет их стабильности и достаточности для гидроразрыва. Затем в водный гель вводят проппант, например кварцевый песок фракции 0,4-0,8 мм, и перемешивают. Общий объем вязкой жидкости принимают из расчета, например, 0,3-0,4 м на 1 пог.м эффективной толщины пласта. Приготовленную жидкость закачивают через насосно-компрессорные трубы и помещают ее в стволе скважины на глубине планируемого гидроразрыва и на 30-50 м выше в стволе скважины. Затем насосно-компрессорные трубы приподнимают. Отмывают лишний объем вязкой жидкости и закачивают в скважину технологическую жидкость с плотностью 1,3-2,0 г/см, приготовленную, например, на основе бурового раствора стандартной плотности 1,2 г/см с введением в него нормированного количества утяжелителя до необходимой плотности. Затем насосно-компрессорные трубы из скважины извлекают и спускают заряд, например пороховой генератор давления в зону вязкой жидкости. При этом заряд желательно разместить таким образом, чтобы он находился, например, против геологических разностей пород и/или нарушений их сплошности. Желательно снизить уровень скважинной жидкости до отметки 140-190 м от устья скважины и загерметизировать устье с возможностью дросселирования потока жидкости. Затем осуществляют инициирование горение заряда. Выделяющиеся газы высокого давления вызывают в пласте аномальные напряжения, которые, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой деформации породы пласта и появлению остаточных трещин и разуплотнений. При помещении заряда в зону отражающих границ в зоне гидроразрыва может быть обеспечен усиленный эффект развития трещин. В этом случае энергия газов достаточно продолжительное время, после прекращения горения, продолжает работать на расширение созданных трещин. Возникает возможность использования проппанта более крупной фракции для крепления созданных трещин. Все в целом способствует увеличению дренирующей способности созданных трещин на стадии эксплуатации скважины в течение длительного времени.
Конкретный пример реализации способа.
3
3
3
2
3
3
3
3
В скважину глубиной 1500 м в зону перфорации 1450-1470 м обсадной колонны диаметром 146 мм спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с установкой их нижнего конца на глубину 1475 м. С помощью смесителя и цементировочного агрегата ЦА-320 приготавливают на устье скважины вязкую жидкость включающую, в расчете на 1 м: биоцид «Биолан» - 0,006 л.; гелеобразователь «ГПГ-3» - 4,5 кг; боратный сшиватель «БС-1» - 3,5 л; ПАВ - регулятор деструкции «ХВ» - 2 л; проппант - песок фракции 0,4-0,8 мм - 200 кг; вода - остальное. Объем вязкой жидкости принимают 5 м. Все перемешивают. Приготовленную жидкость с использованием насосно-компрессорных труб помещают в скважине в интервале 1390-1475 м. Затем насосно-компрессорные трубы приподнимают до глубины 1400 м. Отмывают лишний объем вязкой жидкости и оставляют скважину на выдержку в течение 3 час. В качестве технологической жидкости используют стандартный буровой раствор плотности 1,2 г/см. Проверяют реологические свойства этого раствора. Вязкость этого раствора должна быть не более 50 с, статическое напряжение сдвига - порядка 15-25 мгс/см, водоотдача - не более 10 см. При необходимости реологические свойства доводят до кондиции с применением известных химических реагентов в зависимости от конкретного случая, что не требует дополнительных изобретений и является обычной процедурой для специалиста. В буровой раствор с необходимыми реологическим свойствами и плотностью 1,2 г/см вводят утяжелитель - барит в количестве 0,35 т на 1 м технологического раствора до получения его плотности 1,4 г/см. Закачивают в скважину полученную технологическую жидкость с использованием насосно-компрессорных труб. Затем насосно-компрессорные трубы из скважины извлекают. Обвязывают устье скважины путем установки герметизирующего устьевого сальника - лубрикатора и автоматизированной задвижки на боковой отвод для обеспечения возможности дросселирования потока жидкости. Спускают заряд ПГД-3 в зону вязкой жидкости. Через боковой отвод спускают шланг и откачивают жидкость из скважины до отметки 150-190 м. Закрывают задвижку на боковом отводе. Осуществляют инициирование горение заряда. Выделяющиеся газы высокого давления вызывают в пласте аномальные напряжения, которые, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой деформации породы пласта и появлению остаточных трещин и разуплотнений в течение длительного времени. Разгрузка энергии через ствол скважины снижена ввиду веса столба плотной жидкости, пакерующих свойств составного столба вязкой жидкости и технологической жидкости, а также наличия отражающей границы раздела «жидкость - воздух» в верхней части скважины. При этом часть энергии по стволу скважины затрачивается на сжатие воздуха в стволе скважины. Все это, в целом, увеличивает время работы энергии газов на расширение сети трещин. Контролируют давление на устье скважины и при его значении, приближающемся к величине 0,75 от допустимого внутреннего давления для обсадной колонны, задвижку дистанционно приоткрывают для дросселирования - стравливания избыточно давления до допустимой величины.