Способ гидравлического разрыва пласта
METHOD OF HYDRAULIC FRACTURING OF A RESERVOIR

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти.
г
г
3
3
Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2460875, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 г., бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб (ГТ) ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по ГТ, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. По способу нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта (ВНК), герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК. Разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва (V), герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. Производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема (V) под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту. Объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ. Запускают скважину в эксплуатацию.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность его реализации в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за высокой скорости реакции и малой дальности проникновения неотреагировавшей кислоты в пласт и образования стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
- во-вторых, ограничение роста трещины в процессе гидравлического разрыва пласта из-за высоких потерь давления на трение в перфорационных отверстиях и наличия мелких конкурирующих трещин;
- в-третьих, длительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в колонну НКТ колонны ГТ ниже нижнего конца НКТ, с герметизацией (разгерметизацией) пространства между колоннами НКТ и ГТ, перемещением колонны ГТ внутри колонны НКТ в процессе реализации способа;
- в-четвертых, снижение коллекторских свойств призабойной зоны пласта вследствие выпадения нерастворимых осадков из продуктов реакции;
- в-пятых, интенсивный износ применяемого оборудования вследствие образования хлорорганических соединений, приводящих к коррозии оборудования.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2455478, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.07.2012 г., Бюл. №19), включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва. Перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины. Суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле:
г
п
V=k⋅H,
г
3
где V - объем гелеобразной жидкости разрыва, м;
3
k - коэффициент перевода, м/м (k=1,4-1,6);
п
Н - высота пласта, м,
причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва. По завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч. Удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Недостатки способа:
- во-первых, ограничение роста трещины в процессе ГРП из-за высоких потерь давления на трение в перфорационных отверстиях и наличия мелких конкурирующих трещин;
- во-вторых, низкая эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за высокой скорости реакции и малой дальности проникновения неотреагировавшей кислоты в пласт и образования стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
- в-третьих, низкая производительность скважины после проведения ГРП, связанная с неполным выносом продуктов реакции из трещины и слабой проницаемостью полученной трещины ГРП;
- в-четвертых, снижение коллекторских свойств призабойной зоны пласта после проведения ГРП вследствие выпадения нерастворимых осадков из продуктов реакции;
- в-пятых, интенсивный износ применяемого оборудования при проведении ГРП вследствие образования хлорорганических соединений, приводящих к коррозии оборудования.
Техническими задачами изобретения являются увеличение роста трещины в процессе ГРП, повышение эффективности реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти, повышение производительности скважины после проведения ГРП, сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта после проведения ГРП, снижение износа применяемого оборудования при проведении ГРП.
Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.
3
2
Новым является то, что закачивают гелеобразную жидкость разрыва с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в процессе закачки гелеобразной жидкости разрыва, далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла с увеличением порции закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м с каждым циклом, по окончании закачки последней порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают СО в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты, затем продавливают 2%-ный водный раствор KCl в объеме 1,1 от объема скважины, при этом в процессе ГРП все компоненты закачивают с одним значением расхода, останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч, ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин, удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Предлагаемый способ ГРП реализуют следующим образом.
Осуществляют перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Далее в скважину, в зону ГРП, производят спуск колонны труб с пакером так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли пласта, подлежащего гидроразрыву, после чего герметизируют заколонное пространство, т.е. производят посадку проходного пакера любой известной конструкции, например пакера с механической осевой установкой любого производителя.
Определяют объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:
г
п
V=k⋅Н,
г
3
где V - объем гелеобразной жидкости разрыва, м;
3
k - коэффициент перевода, м/м (k=1,4-1,6);
п
Н - высота пласта, м.
п
Например, высота пласта Н равна 5 м. Тогда, подставляя значение в формулу, получаем объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:
г
3
3
V=1,4-1,6 м/м⋅5 м=7-8 м.
Примем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва
г
3
V=8 м.
В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют известные сшитые или линейные гели, например, разработанные ЗАО «Химекоганг».
Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009, бюл. №16. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть применение структурированной углеводородной гелеобразной композиции для ГРП, описанное в патенте №2043491 МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г., бюл. №25.
3
3
После герметизации межтрубного пространства пакером по колонне труб в подпакерное пространство скважины производится закачка гелеобразной жидкости разрыва в объеме 8 м с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в гелеобразной жидкости в процессе закачки, например от 110 до 140 кг/м, а именно:
3
3
- 2 м гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 110 кг/м:
3
3
2 м⋅110 кг/м=220 кг;
3
3
- 2 м гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 120 кг/м:
3
3
2 м⋅120 кг/м=240 кг;
3
3
- 2 м гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 130 кг/м:
3
3
2 м⋅130 кг/м=260 кг;
3
3
- 2 м гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 140 кг/м:
3
3
2 м⋅140 кг/м=280 кг.
3
3
3
3
3
Итого закачали (2 м+2 м+2 м+2 м)=8 м гелеобразной жидкости разрыва с (220 кг + 240 кг + 260 кг + 280 кг)=1000 кг = 1 т кварцевого песка.
Закачка гелеобразной жидкости с кварцевым песком в начале процесса ГРП позволяет провести обработку перфорационных отверстий с целью снижения трения (снижения потерь давления закачки) и произвести закупорку мелких конкурирующих трещин кварцевым песком, что в целом позволяет увеличить рост начальной трещины в дальнейшем (при циклической закачке состава сульфаминовой кислоты).
Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты. Для этого определяют суммарный объем закачиваемого состава сульфаминовой кислоты по формуле:
к
п
V=k⋅H,
к
3
где V - объем состава сульфаминовой кислоты, м;
3
k - коэффициент перевода (получен опытным путем), м/м (k=4-5);
п
Н - высота пласта, подверженного ГРП, м.
п
Как отмечено выше, высота пласта Н равна 5 м.
Тогда, подставляя числовые значения в формулу, получим:
к
п
3
3
V=k⋅Н=4-5 м/м ⋅ 5 м=20-25 м.
к
3
Примем V=21 м.
3
Состав сульфаминовой кислоты содержит в 1 м следующие вещества, %:
- сульфаминовая кислота - 10%;
- аммонийная органическая соль - 3%;
- неионогенное поверхностно-активное вещество - 1%;
- анионное поверхностно-активное вещество - 1%;
- ксантан - 0,1%;
- вода - остальное.
2
2
2
3
3
Сульфаминовая кислота (ГОСТ 5821-78) - это вещество, представляющее собой бесцветные кристаллы ромбической формы. Формула данного соединения - NHSOOH или NHSOH, оно имеет плотность 2,126 кг/м.
Аммонийная органическая соль (ГОСТ 17444-2016) - бесцветные кристаллические вещества, хорошо растворимые в воде.
В качестве неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) (ГОСТ 25163-82) применяют, например, этоксилаты спиртов, алканоламиды жирных кислот. Неионогенные ПАВ используются в комбинации с анионными ПАВ как вторичный очиститель, а также загуститель и стабилизатор состава сульфаминовой кислоты.
В качестве анионных ПАВ (ГОСТ 30828-2002) применяют, например, алкилбензолсульфонаты, сульфоэтоксилаты спиртов, сульфаты жирных спиртов, алкансульфонаты, альфа-олеинсульфонаты.
Ксантан (ксантановая камедь) (ГОСТ 33333-2015) - природный полисахарид, получаемый в результате ферментации глюкозы микроорганизмами рода Xanthomonas campestris, относится к группе стабилизаторов. Применение ксантана позволяет получить более стабильную и пластичную структуру готового состава сульфаминовой кислоты, повышая эластичность и вязкость.
3
Вода техническая плотностью 1000 кг/м.
Далее на устье скважины готовят состав сульфаминовой кислоты, завозят вышеуказанные химические вещества.
В емкость, находящуюся на устье скважины, добавляют вышеуказанные химические вещества в следующей последовательности в следующем объеме:
3
3
- сульфаминовая кислота (10%⋅21 м)/100%=2,1 м;
3
3
- аммонийная органическая соль (3%⋅21 м)/100%=0,63 м;
3
3
- неионогенное ПАВ (1%⋅21 м)/100%=0,21 м;
3
3
- анионное ПАВ (1%⋅21 м)/100%=0,21 м;
3
3
- ксантан (0,1%⋅21 м)/100%=0,021 м;
3
3
- вода (техническая) (84,9%⋅21 м)/100%=17,829 м.
Далее перемешивают в емкости вышеуказанные химические вещества.
2
Также на устье скважины подвозят СО в жидком состоянии.
3
Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла, с увеличением порций закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м с каждым циклом (см. таблицу).
3
Увеличение порций закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м с каждым циклом позволяет продавить кислоту глубже в пласт, расширяя трещину разрыва.
Сульфаминовая кислота, применяемая при реализации данного способа, позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта из-за отсутствия нерастворимых осадков в продуктах реакции, поскольку продукты реакции хорошо растворимы и не снижают проницаемость трещины, кроме того, для протекания реакции достаточно невысоких температур (около 30°С).
2
По окончании закачки четвертой порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают двуокись углерода СО в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты, т.е.
Подставляя числовые значения в формулу, получим:
2
Закачка жидкого СО позволяет в процессе ГРП продавить кислоту дальше в пласт, подвергшийся ГРП.
3
Затем продавливают 2%-ный водный раствор KCl в объеме 1,1 от объема скважины, например 13 м.
2%-ный водный раствор KCl содержит:
3
3
- KCl - 2%, т.е. (2%⋅13 м)/100%=0,26 м;
3
3
- вода (техническая) - 98%, т.е. (98%⋅13 м)/100%=12,74 м.
3
2%-ный водный раствор KCl готовят в емкости на устье путем смешивания компонентов в пропорциях, указанных выше, или завозят на скважину в автоцистерне в готовом виде. В процессе ГРП все компоненты закачиваются с одним значением расхода, как указано в таблице, с расходом 2,5 м/мин.
Останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч.
Ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин. Например, давление окончания продавки составляет 25,0 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 20 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 15 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 10 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 5 МПа, выдерживают 10 мин; затем стравливают до нуля.
2
Ступенчатое стравливание давления после окончания ГРП по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин обеспечивает плавный переход двуокиси углерода СО из жидкого в газообразное состояние. Это обеспечивает более полный вынос продуктов реакции из трещины и улучшает проницаемость полученной трещины ГРП, что повышает производительность скважины при последующей ее эксплуатации.
Удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием с помощью геофизического подъемника.
Распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Повышается эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за возможности транспортировки отреагировавшей сульфаминовой кислоты по трещине ГРП в дальние зоны пласта благодаря малой скорости растворения карбонатных пород, что увеличивает радиус воздействия на пласт. Кроме того, при проведении ГРП в залежах высоковязкой нефти исключается образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта после проведения ГРП.
В предлагаемом способе в отличие от прототипа, где используется соляная кислота, применяют бесхлорную кислоту (сульфаминовую), которая исключает образование коррозионно-активных хлорорганических соединений, благодаря чему снижается износ оборудования, применяемого в процессе ГРП. Кроме того, низкая коррозионная активность сульфаминовой кислоты позволяет не использовать ингибиторы коррозии.
Предлагаемый способ ГРП позволяет:
- увеличить рост трещины в процессе проведения ГРП;
- повысить эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти;
- повысить производительность скважины при последующей ее эксплуатации;
- сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта;
- снизить износ применяемого оборудования.