Способ гидравлического разрыва пласта

 

Сущность изобретения: с целью исключения заколонных перетоков в способе гидравлического разрыва пласта путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня при давлении до 0,9 до расчетного давления разрыва пласта. Объем жидкости с кольматирующими добавками соответствует объему щелей негерметичности (трещин) за колонной, а закачку ее ведут в течение времени, достаточного для проникновения в эти трещины. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности.

Известные способы гидроразрыва предусматривают закачку в пласт через скважину жидкости разрыва. Закачка ведется под давлением, обеспечивающим раскрытие или образование трещин в пласте [1].

Недостатком известных способов является то, что при повышении давления в первую очередь происходит разрушение заколонного цемента камня. При эксплуатации скважины это приводит к быстрому прорыву воды и обводнению продукции.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт жидкости разрыва с использованием в качестве первой порции жидкости с наличием в ней закупоривающих шариков для снижения фильтрации жидкости разрыва [2].

Шарики подбирают так, чтобы они обеспечивали временное перекрытие каналов, в которые нежелательна подача жидкости разрыва. Шарики не обеспечивают надежной герметизации цементного камня, а при вводе скважины в эксплуатацию вымываются из нее.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет ликвидации заколонных перетоков при проведении гидроразрыва.

Для решения поставленной задачи при гидравлическом разрыве пласта, включающем закачку в пласт жидкости разрыва с использованием в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления от расчетного давления разрыва пласта герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9.

Оптимальный объем суспензии определяется по формуле: V = 10πDL(h+h₁+h₂) где D - диаметр обсадной колонны, м; L - средняя толщина щели негерметичности за колонной, м; h - мощность продуктивного пласта, м; h₁ - мощность вышележащего изолирующего пласта, м; h₂ - мощность нижележащего изолирующего пласта, м.

В начальный период закачки давление поддерживают на уровне 0,9 от давления разрыва пласта в течение времени где
Z - обводненность продукции скважины;
P_п - пластовое давление, МПа;
P_з - забойное давление, МПа,
G_н - дебит нефти, м³/сут;
P - давление разрыва пласта, МПа,
m_в - вязкость воды в пластовых условиях, м²/с;
m_ж - вязкость жидкости с кольматирующими добавками в пластовых условиях, м²/с.

В качестве жидкости с кальматирующими добавками может быть использована глинистая водонефтяная суспензия с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т и стабилизированная карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема.

Способ может быть реализован следующим образом. В выбранную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, устанавливаемым на 2-3 м выше продуктивного пласта. После промывки скважины в затрубное пространство через НКТ вводят расчетное количество жидкости с кольматирующими добавками, например, стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, уровень которой поднимают до пакера доливом в НКТ основного состава жидкости, подготовленной для проведения разрыва пласта. Это может быть любая известная жидкость, например водонефтяная дисперсия, содержащая в своей основе углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество и минерализованную воду [3]. Производят посадку пакера и опрессовку НКТ, после чего подключают НКТ к силовому насосу, и начинают закачку основного состава под давлением не более 0,9 от расчетного давления разрыва пласта. После поглощения жидкости с кольматирующими добавками давление поднимают до величины, обеспечивающей разрыв пласта.

Описанный вариант предпочтителен при продуктивности скважин до 3 м³/МПа в сутки, если продуктивность больше, то порядок проведения работ может быть изменен. В этом случае после спуска колонны НКТ с пакером проводят промывку скважины, посадку пакера и опрессовку НКТ. Затем в скважину подают жидкость гидроразрыва, при этом в качестве первой порции закачивают жидкость с кольматирующими добавками, а давление в начальный период поддерживают на уровне 0,9 от расчетного давления гидроразрыва.

В начальный период закачки жидкость преимущественно проникает в трещины и промытости в цементном камне. Кольматирующие добавки забивают их, уплотняются и восстанавливают герметичность заколонного цементного камня.

Давление 0,9 от расчетного давления поддерживают до поглощения основного количества жидкости с кольматирующими добавками. При отсутствии поглощения или возможности контроля за объемом жидкости это давление выдерживают в течение времени τ . При повышении давления до разрыва пласта оставшаяся в скважине жидкость с кольматирующими добавками продавливаются в раскрывшуюся трещину. Количество этой жидкости по сравнению с количеством основной части жидкости разрыва незначительно и не может оказать заметного влияния на проницаемость продуктивного пласта.

Пример. Для гидроразрыва пласта (ГРП) выбрана скважины с забойным давлением P_з= 20 МПа, мощность продуктивного пласта h= 20 м, мощностями выше- и нижележащих изоляционных пластов h₁= h₂= 10 м, при пластовом давлении P_п= 28 МПа.

Дебит скважины до ГРП составлял 10 т/сут, при обводненности = 0,5.

Расчетное давление ГРП равно 60 МПа. Для разрыва готовят жидкость с вязкостью 10^-4 м²/с. Вязкость воды 10^-6 м²/с.

Из уравнения находим V= 0,18 м³, а τ = 0,21 сут для 0,9 P = 54 МПа.

Таким образом, порция жидкости разрыва с кольматирующими добавками составляет 0,2 м³, а время ее задавки в пласт 5 ч при давлении 54 МПа.

Источники информации.

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1986, с.105-112.

2. Гадиев С.М. и др. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. -М: Недра, 1966, с.72-75.

3. Патент РФ N 2018642, кл. E 21 B 43/26, 1991.

Формула изобретения

1. Способ гидравлического разрыва пласта путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, отличающийся тем, что в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100 - 200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45 - 0,55 % объема.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в объеме
V = 10πDL(h + h₁ + h₂),
где D - диаметр обсадной колонны, м;
L - средняя толщина щели негерметичности за колонной, м;
h - мощность продуктивного пласта, м;
h₁ - мощность вышележащего изолирующего пласта, м;
h₂ - мощность нижележащего изолирующего пласта, м,
в течение времени

где Z - обводненность продукции скважины;
Р_п - пластовое давление, МПа;
P_з - забойное давление, МПа;
G_н - дебит нефти, м³/сут;
P - давление разрыва пласта, МПа;
m_в - вязкость воды в пластовых условиях, м²/с;
m_ж - вязкость жидкости с кольматирующими добавками в пластовых условиях, м²/с.