Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта (ГРП) преимущественно в карбонатных породах. Способ ГРП включает спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ. При этом газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть. Расклинивающий агент подают после закачки жидкости разрыва. Причем газ используют инертный и накачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва. В качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента. После чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз. Перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч. Причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема. Техническим результатом является упрощение технологического процесса осуществления ГРП. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве нефтяного пласта преимущественно в карбонатных породах.

Известен способ гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2109935, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 27.04.1998 г.) путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве которой 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, причем стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема, при этом стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в расчетном объеме.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, необходимость использования высоконапорного дорогостоящего насосного оборудования, так как порционная закачка жидкостей гидроразрыва происходит при высоких давлениях нагнетания;

- во-вторых, восстановление герметичности заколонного цементного камня производят при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, что может привести к разрыву эксплуатационной колонны в старых скважинах, особенно подверженных коррозийному износу.

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ гидроразрыва пластов в скважинах (патент RU №2219335, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2002 г.), включающий спуск колонны труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва под давлением, осуществление гидроразрыва породы и подачу расклинивающего агента. Перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость, после чего в заливочную колонну помещают разделительную пробку, а во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q2, определяемым из соотношения

,

где Q₂ - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;

Q₁ - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;

S₂ - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины;

S₁ - площадь проходного сечения заливочной колонны.

При этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва, а подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва, причем в качестве газа для вытеснения скважинной жидкости используют воздух, а в качестве расклинивающего агента используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, причем время гидроудара регулируют путем изменения объема газовой пробки, при этом факт осуществления гидроразрыва пласта контролируют на устье скважины по окончании излива жидкости из заколонного пространства, после чего продолжают продавку расчетного объема жидкости разрыва, содержащей расклинивающий агент, в зону разрыва пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность осуществления технологического процесса, связанная с тем, что газ и жидкость закачиваются раздельно с использованием разделительной пробки;

- во-вторых, после завершения процесса гидроразрыва производится промывка скважины, которая не позволяет качественно и полностью произвести вынос из коллектора продуктов реакции и деструкции;

- в-третьих, для закачки расклинивающего агента, в качестве которого используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, необходимо использовать высоконапорное дорогостоящее насосное оборудование, что в основном предназначено для гидроразрыва в терригенных породах (пески, песчаниках), а не карбонатных (известняки доломиты) породах.

Задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) в карбонатных породах, а также повышение качества ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.

Поставленная задача решается способом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва породы, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины.

Новым является то, что газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть, а расклинивающий агент - после закачки жидкости разрыва, причем газ используют инертный и закачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва, а в качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента, после чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз, а перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч, причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема.

На фигуре предоставлена схема осуществления предлагаемого способа.

Предложенная технология гидроразрыва пласта (ГРП) применяется преимущественно в карбонатных породах с целью повышения продуктивности скважин за счет образования новых и раскрытия существующих трещин для обработки их нефтекислотной эмульсией на значительном удалении от ствола скважины.

Перед осуществлением технологического процесса ГРП производится монтаж и технологическая обвязка оборудования, согласно фигуре.

Комплекс спецтехники и оборудования согласно фигуре включает в себя:

1 - скважину;

2 - емкость для жидкости разрыва расчетного объема;

3 - емкость для расклинивающего агента расчетного объема;

4, 5 - насосные агрегаты, например, типа СИН 32 (ГОСТ 12052-90);

6 - станцию управления, например, выпускаемую ООО НПК «Нефтегеофизика» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Уфа);

7 - блок манифольдов, например манифольды (ГОСТ 13862-90);

8 - газокомпрессорную установку, например, на базе станции СД-9/101М (Сертификат соответствия №РОСС RU. АЯ 45В00533);

9 - насосный агрегат, например, типа ЦА-320 (ТУ 4523-010-057336-2000).

Всасывающие линии насосных агрегатов 4 и 5 монтируются непосредственно к емкостям 1 (с жидкостью разрыва) и 2 (с расклинивающим агентом) соответственно, обвязываются с задвижками (не показано). Подключение газокомпрессорной установки 8, насосных агрегатов 4 и 5 осуществляется через блок манифольдов 7. Станция управления 6 гидравлическими линиями обвязывается с насосными агрегатами 4, 5, 9, а также с блоком манифольдов 7. Блок манифольдов 7 обвязывается с внутренним пространством колонны НКТ скважины 1. После осуществления монтажа оборудования и спецтехники, как показано на фигуре, приступают к осуществлению ГРП. Предложенный способ ГРП включает спуск колонны НКТ с пакером в зону гидроразрыва, посадку пакера (герметизацию заколонного пространства с помощью пакера) (не показано).

Предварительно перед осуществлением ГРП жидкость разрыва (сырую нефть) завозят на скважину в автоцистернах из товарного парка и переливают в емкость 1, а расклинивающий агент - нефтекислотную эмульсию, приготовленную, например, на базе предприятия «НефтеХимСервис» завозят в автоцистернах и переливают в емкость 2.

Далее производят закачку жидкости разрыва - сырой нефти от емкости 2 с помощью насосного агрегата 4 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 8 МПа жидкость разрыва с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Используемая углекислота выпускается по ГОСТ 8050-85.

После закачки расчетного количества жидкости разрыва закачивается расклинивающий агент любой известной нефтекислотной эмульсии с добавлением инертного газа. Например, состав нефтекислотной эмульсии может быть следующим:

- 15% соляная кислота (HCl)	- 60%
- нефть	- 38%
- эмульгатор-реагент «СД-Л»	- 2%

Кислота соляная (HCl) ингибированная выпускается по ТУ 2122-205-00203312-2000 (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Стерлитамак). Эмульгатор-реагент «СД-Л» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок. Используется в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов. Выпускается по ТУ 2481-001-72650092-2005 НПО "ТатХимПродукт" (г.Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация).

Обработка нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт. Закачку расклинивающего агента - нефтекислотной эмульсии производят из емкости 3 с помощью насосного агрегата 5 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания расклинивающего агента в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 9 МПа расклинивающий агент с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону гидроразрыва пласта.

В дальнейшем процесс циклической закачки жидкости разрыва и расклинивающего агента повторяется от 3 до 6 раз. В каждом цикле жидкость разрыва (сырая нефть) и расклинивающий агент (нефтекислотная эмульсия) закачивают равными долями от общего объема. Например, если общий объем жидкости разрыва составляет 30 м³, а количество циклов 5, то объем закачки жидкости разрыва в каждом цикле составляет 6 м³. Аналогично определяется объем и расклинивающего агента, если общий объем расклинивающего агента составляет 12,5 м³, а количество циклов 5, то объем закачки расклинивающего агента в каждом цикле составляет 2,5 м³.

Перед окончанием ГРП осуществляют продавку последней порции нефтекислотной эмульсии, находящейся внутри колонны НКТ в зону гидроразрыва пласта технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³ и в объеме, равном полуторакратному объему колонны НКТ.

Закачку технологической жидкости из мерной емкости (входит в состав насосного агрегата ЦА-320) производят с помощью насосного агрегата 9 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле, и далее от блока манифольдов 7 под давлением 10 МПа газированная технологическая жидкость подается в колонну НКТ скважины 1 и продавливает последнюю порцию нефтекислотной эмульсии в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Далее скважина остается на реагирование нефтекислотной эмульсии с породой пласта, обычно на 2-3 ч. Далее производят освоение скважины от продуктов реакции и деструкции, например свабированием посредством геофизического подъемника ПКС-5.

Свабирование производят до истечения энергии закачанного газа (углекислоты) обычно в течение 6 часов. После чего распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ на поверхность.

Предложенный способ гидравлического разрыва пласта имеет простой технологический процесс, что снижает стоимость и продолжительность его осуществления, кроме того, при последовательном циклическом нагнетании в пласт жидкости разрыва и расклинивающего агента с одновременным добавлением в них инертного газа происходит как расширение площади охвата пород, так и насыщение коллектора газом, что в свою очередь за счет энергии закачанного газа позволяет лучше и быстрее провести последующее освоение скважины от продуктов реакции, что повышает качество ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва породы, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть, а расклинивающий агент - после закачки жидкости разрыва, причем газ используют инертный и закачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва, а в качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента, после чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз, а перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч, причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема.