Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. Технический результат - создание способа гидравлического разрыва пласта, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности. В способе гидравлического разрыва пласта, включающем закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”. 5 табл.
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта (ГРП) в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.
Известны способы гидравлического разрыва пласта с использованием гелеобразующих жидкостей как на углеводородной, так и на на водной основах [1].
Преимуществами указанных способов являются возможность регулирования деструкции гелей, вплоть до полного разложения до основы геля: углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива или других фракций нефти) или воды, а также возможность проведения процесса гидравлического разрыва пласта с использованием высоких темпов закачки, для получения расчетных размеров трещин, поскольку гелеобразующие жидкости как на водной, так и на углеводородной основе при высокой вязкости обладают минимальными потерями давления на трение.
Однако на протяжении многих лет нефтегазодобывающие предприятия избегали интенсификации притока из нефтегазоносных пластов с высокой водонасыщенностью, т.к. проведение гидравлического разрыва в таких пластах может привести к значительному (вплоть до 100%-ного) обводнению продукции скважин, что экономически нецелесообразно, т.к. процесс гидравлического разрыва пласта связан со значительными материальными затратами.
Другой причиной, приводящей к увеличению обводненности скважин после гидравлического разрыва пласта, является недостаточная мощность продуктивного пласта, а также наличие близко расположенных водонасыщенных пропластков, при этом в процессе образования трещины может нарушиться целостность экрана, разделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного и за счет более высокой подвижности воды произойти образование конуса обводненности, приводящего к обводнению продукции скважины.
Недостатком известных способов является то, что они не решают проблему, связанную с обводнением скважин после ГРП.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является предварительная полимерная обработка перед основной стадией гидравлического разрыва пласта, позволяющая проводить ГРП вблизи водонасыщенных интервалов. Предварительная полимерная обработка ассиметрично уменьшает водоприток без существенного ущерба для добычи углеводородов [2].
Полимер является комбинацией двух химических компонентов, которые разбавляются водой и смешиваются. Затем растворы закачиваются в скважину в качестве предварительной стадии перед проведением гидроразрыва пласта. В некоторых случаях, перед применением полимерной системы нужно промыть коллектор растворителем, убирающим отложения асфальтенов и/или парафинов.
По вязкости полимерная система сравнима с водой и приобретает окончательные характеристики в пласте, поэтому ее закачивание не требует давления большего, чем для закачивания воды.
После закачки полимерной системы и основной стадии гидроразрыва, скважина закрывается на 10-18 часов, в течение которых происходит полимеризация, при этом образуется "щеточный полимер", который приклеивается к поверхности зерен породы, что предотвращает вынос его в обратном направлении.
Недостатками известного способа являются приготовление и использование дополнительной водоизолирующей жидкости в процессе ГРП, а также проведение дополнительных мероприятий для размещения ее в заданном интервале пласта. Так при применении полимерной системы на месторождении Лос Меданос была произведена перфорация 33 отверстий в центральной части продуктивной зоны. Обработка также предусматривала закачку буферных жидкостей на основе водного линейного геля, закачиваемых до и после стадии закачки полимерной системы для регулирования полимеризации.
Технический результат изобретения - создание способа гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности.
В способе гидравлического разрыва пласта, включающем закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта включает закачку жидкости разрыва и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, причем в качестве жидкости разрыва используют водоизолирующий состав - углеводородный гель на основе алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти или нефтепродуктов, не содержащий деструктора.
Для исследований использовались:
1. Дизельное топливо, ГОСТ 305-82. 4.2.2.
2. Дегазированная и обезвоженная нефть Зайкинского месторождения (Оренбургская Область), имеющая при 25°С плотность - 811 кг/м3.
3. Пресная вода.
4. Вода пластовая, хлоркальциевого типа, плотностью 1012 кг/м с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л.
5. Комплекс гелирующий "Химеко-Т" ТУ 2481-077-17197708-03.
Комплекс гелирующий "Химеко-Т" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива для гидравлического разрыва пласта в высокотемпературных скважинах и других процессов нефтегазодобычи.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-Т" входят:
- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Т" - органические ортофосфорные эфиры, подвижная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета.
- Активатор комплекса "Химеко-Т" - органическое соединение алюминия, подвижная жидкость от бесцветного до серо-зеленого цвета.
- Деструктор комплекса "Химеко-Т" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок
6. Комплекс гелирующий "Химеко-Н" ТУ 2481 - 053 - 17197708 - 00.
Комплекс гелирующий "Химеко-Н" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива или легкой нефти для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-Н" входят:
- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Н" - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.
- Активатор комплекса "Химеко-Н" - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.
- Деструктор комплекса "Химеко-Н" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок.
7. Комплекс гелирующий "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-98.
Комплекс гелирующий "Химеко-В" предназначен для получения полисахаридного водного геля для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи. В качестве жидкости для получения геля применяется пресная, пластовая или минерализованная вода.
Гель на водной основе, основным компонентом которого является сшитый водорастворимый полисахарид, обладает высокой вязкостью и термостабильностью, низкими фильтрационными утечками и потерями давления на трение в трубах, высокой пескоудерживающей способностью.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-В" входят:
- Гелеобразователь ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03) полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета.
- ПАВ-Регулятор деструкции - (ТУ 2499-070-17197708-03) азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.
- Боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03) боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.
- Деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) неорганическое соединение, белый порошок.
Примеры приготовления гелей.
Пример 1.
В 98,8 мл дизельного топлива при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 0,9 мл (0,9 об.%) гелеобразователя "Химеко-Т" и 0,3 мл (0,3 об.%) активатора "Химеко-Т"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 1.
| Таблица 1 Реологические параметры углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и дизельного топлива | |||||
| Температура исследования, °С | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | N | К(мПа *сn) | |
| 20 | 420 | 118 | 45 | 0,12 | 10,69 |
| 80 | 670 | 274 | 139 | 0,38 | 6,55 |
Пример 2.
В 97,4 мл нефти Зайкинского месторождения при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 1,2 мл (1,2 об.%) гелеобразователя "Химеко-Н" и 1,4 мл (1,4 об.%) активатора "Химеко-Н"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 2.
| Таблица 2 Реологические параметры углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения | |||||
| Температура исследования, °C | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | N | К(мПа *сn) | |
| 20 | 498 | 149 | 60 | 0,17 | 10,71 |
| 80 | 401 | 163 | 83 | 0,38 | 3,94 |
Пример 3.
В 100 мл пресной воды при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,4 г гелеобразователя ГПГ-3, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахаридного гелеобразователя, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 0,2 мл ПАВ-регулятора деструкции, 0,25 мл боратного сшивателя БС-1 и 0,0025 г деструктора ХВ, затем полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 минут до полной сшивки, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного водного полисахаридного геля, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 3.
Таблица 3
Реологические параметры водного полисахаридного геля
| Температура исследования, 0C | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | n | К(мПа*сn) | |
| 20 | 1011 | 316 | 130 | 0,20 | 19,63 |
| 80 | 131 | 130 | 128 | 0,99 | 0,14 |
Как следует из представленных данных, полученные системы обладают необходимыми реологическими характеристиками для использования их в качестве жидкостей для гидравлического разрыва пласта.
При этом, поскольку в углеводородные гели деструктор не добавляется, они сохраняют высокую вязкость в течение длительного времени. Проведенные дополнительные исследования на термостабильность углеводородных гелей, в том числе составов, приведенных в примерах 1-2, при различных температурах в течение длительного времени показывают, что они сохраняют высокую вязкость при температурах 20 - 100°С не менее 3-4 месяцев.
Кроме того, на контакте с водой углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) в результате гидролиза образует пленку гидроокиси алюминия, а углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2) в результате взаимодействия с водой образует устойчивую эмульсию, что способствует снижению проницаемости при фильтрации воды. В то же время указанные гели снижают свою вязкость при контакте с углеводородами за счет разбавления и снижения концентрации гелеобразующих веществ.
Водоизолирующие свойства углеводородных гелей исследовались на фильтрационной установке в лаборатории физического моделирования пластовых процессов в Институте промысловой химии при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
В экспериментах использовались водонасыщенные насыпные модели пласта с набивкой фракцией кварцевого песка заданного времени помола.
Длина каждой модели составляла 48,7 см
Площадь поперечного сечения - 7,5 см2
Температура экспериментов - 80°С.
В таблицах 4-5 представлены результаты фильтрационных экспериментов по изучению тампонирующих и селективных свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) и углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2).
Таблица 4
Результаты фильтрационного эксперимента по изучению свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров
| № п/п | Этапы эксперимента | Объем фильтрации, Vпор | Проницаемость по фильтруемой жидкости, мкм2 |
| 1. | Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м3 с постоянным расходом и определение проницаемости по ней | До стабилизации перепада давления | 2,331 |
| 2. | Закачка углеводородного геля в прямом направлении | 1 Vпор | |
| 3. | Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м3 в обратном направлении с постоянным расходом и определение конечной проницаемости по ней | До стабилизации перепада давления | 0,018 |
| 4. | Закачка дизельного топлива в обратном направлении и определение конечной проницаемости по нему | До стабилизации перепада давления | 0,535 |
* Вода пластовая, хлоркальциевого типа, с содержанием катионов Са++ и Mg++ lOOO мг/л.
Как видно из представленных данных, закачка углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфиров значительно снижает (в 129,5-81,7 раз, соответственно) проницаемость модели водонасыщенного коллектора по воде, причем последующая закачка углеводородной жидкости (дизельного топлива) значительно увеличивает проницаемость (в 29,7 - 34,1 раз, соответственно), что свидетельствует о том, что эти углеводородные гели способны селективно изолировать воду.
Пример 4 . Осуществления способа. В способе гидравлического разрыва пласта сначала закачивают водоизолирующий состав - углеводородный гель, содержащий дизельное топливо, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т”, приготовленный аналогично примеру 1, потом закачивают водный гель комплекса “Химеко-В”, приготовленный аналогично примеру 2.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков.
Источники информации
1. Ely J.W. Stimulation engineering handbook: Tulsa, Oklahoma. Penwell Books. - 1994. - 357 p. - аналог.
2. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals/ Carlos Brocco, E.Dwyann Dalrymple, Prentice Creel, Horacio Peacock//Oil & Gas Journal. - June 28, 1999. - Vol.97, - No.26, - P. 66-68 – наиболее близкий аналог.
Способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, отличающийся тем, что используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.
