СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву нефтяного и газового пластов
Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку тампонирующего материала, рабочей жидкости и последующую закачку реагента-разрушителя [1]. При этом в качестве тампонирующего материала используют жидкость на карбонатной основе, содержащую углеводород, стабилизатор-утяжелитель и воду, а в качестве реагента-разрушителя используют водный раствор соляной кислоты. Недостатком способа является то, что после проведения мероприятия и закачки реагента-разрушителя (соляная кислота), вступающего в реакцию с карбонатами (натрия или калия), являющимися компонентами тампонирующего материала, реакция между ними протекает непосредственно в момент их контакта, не охватывая всю область обработки. Кроме того, в зоне контакта тампонирующего материала и реагента-разрушителя происходит интенсивное выделение газа, в результате чего газонасыщенность пористой среды увеличивается, что осложняет вынос рабочей жидкости и тампонирующего материала из призабойной зоны, существенно снижая эффективность способа. Помимо этого, недостатком известного способа является его высокая трудоемкость, связанная с необходимостью использования смесительной техники. Вместе с тем для реализации способа необходимо использовать дополнительную жидкость-песконоситель.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт пен [2]. При этом пена приготовляется на поверхности непосредственно перед закачкой в скважину. Недостатком способа является то, что пена, приготовленная в поверхностных условиях, в процессе проведения мероприятия с течением времени постоянно обезвоживается и теряет свои исходные свойства. Кроме того, недостатком способа является его высокая трудоемкость, связанная с необходимостью использования смесительной техники, средств доставки газообразного агента и т.д.

Таким образом, прототип имеет низкую эффективность, связанную с низкой стойкостью пены и высокой трудоемкостью способа.

Целью изобретения является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет увеличения стойкости пены и снижения трудоемкости способа.

Цель достигается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт пены, пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.

При одновременной закачке пенообразующего раствора, содержащего в качестве одного из компонентов кислоту, и газовыделяющего раствора, содержащего, например, карбонаты щелочных металлов или оксиды азота, активно реагирующих с кислотой с выделением газообразного агента, пена образуется непосредственно на забое скважины, сохраняя все свои свойства в течение всего времени проведения мероприятия. Кроме того, реализация способа не требует применения дополнительной техники (смесительной), т.к. пенообразующий и газовыделяющий растворы одновременно закачиваются непосредственно в скважину.

В качестве пенообразующего раствора в способе может быть использован раствор, содержащий следующие компоненты: соляную кислоту, воду или углеводородную жидкость, ПАВ, а при необходимости загущающие агенты (полимеры, гели и т.д.).

В качестве газовыделяющего агента могут быть использованы карбонаты металлов (например, карбонат натрия (кальцинированная сода) или калия, карбонат кальция) или оксиды азота.

Для снижения растворимости газа в жидкости в пенообразующий или газовыделяющий раствор могут быть дополнительно добавлены электролиты (хлорид натрия или кальция, соляная кислота и др.).

Перед проведением мероприятия необходимо провести расчет потребного количества газовыделяющего агента (например, карбоната натрия) и соляной кислоты для получения пены. Расчет ведется на основе потребного объема жидкости для образования пены, забойного давления закачки и пластовой температуры.

Пример. Рассчитать потребное количество карбоната натрия и соляной кислоты для образования пены с кратностью β = V_п/V_ж = (V_г + V_ж)/V_ж = 4 (где V_п - объем свободного газа при стандартных условиях в пене; V_ж - объем жидкости в пене) из 1 м³ жидкости при забойном давлении закачки 10 МПа и пластовой температуре 40^oC.

Для получения пены с кратностью 4 из 1м³ жидкости необходимо иметь 3 м³ свободного газа при указанных забойном давлении и пластовой температуре. Как известно, реакция карбоната натрия и соляной кислоты протекает следующим образом:
Na₂CO₃ + 2HCl = 2NaCl + CO₂ + H₂O
Продукт реакции - NaCl, полностью растворим в воде и снижает растворимость газа в жидкости, причем стехиометрический анализ указанной реакции показывает, что количество образующегося NaCl примерно равно количеству Na₂CO₃ (в результате реакции из 100 г Na₂CO₃ получается 110 г NaCl). Для учета влияния NaCl на растворимость газа в жидкости (в расчетах принимаем данные для воды, как основного компонента растворов) из табличных данных определяем среднее значение коэффициента Сеченова - k, учитывающего влияние электролитов (например, хлористого натрия) на растворение газов в воде, который для диоксида углерода при заданных условиях может быть принят равным 0,09. Далее, по уравнению Сеченова: S₁ = S • 10^-kc, где S₁, S - соответственно, растворимость газа в воде с электролитом и без него, в нм³/м³ (S при давлении 10 МПа и температуре 40^oC составляет 28 нм³/м³); c - концентрация электролита в воде, в г-экв/л, определяем растворимость диоксида углерода в воде с электролитом. Принимаем массовую концентрацию NaCl, образовавшегося в результате реакции, равной 10 мас.%, что составит примерно 100 кг/т или 100 г/л, тогда его концентрация в г.экв/л составит 100 : 58.45 = 1.71 г.экв/л (58.45 г.экв/л - молекулярная масса NaCl). По формуле Сеченова определяем S₁ = 28 • 10^-0,154 = 19.6 нм³/м³. Таким образом, в 1м³ жидкости согласно при заданных условиях растворяется 19.6 нм³ диоксида углерода, а при получении заданной кратности пены необходимо 3 м³ свободного газа, т.е. общее потребное количество газа для образования пены составит 22.6 нм³. На основании стехиометрических расчетов определяем, что 1т карбоната натрия при контакте с 0.7 т соляной кислоты порождает 210 нм³ двуокиси углерода. Далее рассчитываем потребное количество карбоната натрия 22.6 : 210 = 0.10 т и соляной кислоты 0.10 • 0.7 = 0.07 т. Концентрация Na₂CO₃ в смеси, образующейся в результате смешения пенообразующего и газовыделяющего растворов, составит (0.1/1) • 100% = 10%.

Способ проверен в лабораторных условиях. Опыты проводились на линейных моделях пласта, представляющих собой цилиндрическую стальную колонку диаметром 0,032 м и длиной 1,0 м. Пористая среда составлялась путем трамбовки в колонку кварцевого песка. Моделирование процесса гидроразрыва в лабораторных условиях представляет определенную сложность, поэтому в данном случае исследование проводилось на определение фильтруемости пены в пористую среду и степени восстановления исходной проницаемости модели. Было проведено 3 серии экспериментов на моделях различной проницаемости.

В ходе экспериментов модели пласта насыщались нефтью. Определялась проницаемость по нефти. Затем на выход модели одновременно и в равных объемах подавали пенообразующий и газовыделяющий растворы, пенообразующий раствор состоял из следующих компонентов: соляная кислота - 15%, полиакриламид - 0,03%, сульфонол - 1%, вода - остальное. Газовыделяющий раствор представлял собой 20%-ный водный раствор карбоната натрия. Подаваемые растворы продавливались водой под давлением 5 МПа в течение 30 мин. По истечении указанного времени фильтрации практически не наблюдалась. Далее давление на выходе колонки сбрасывали, восстанавливали фильтрацию нефти и определяли проницаемость пористой среды. При этом проницаемость пористой среды восстанавливалась полностью. Аналогичные эксперименты при заданных условиях были проведены также для прототипа. Результаты приведены в таблице, из которой видно, что показатели предлагаемого способа превосходят показатели прототипа.

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. Первоначально определяются компоненты пенообразующего раствора, необходимых в конкретных условиях проведения мероприятия (ПАВ, углеводородная жидкость, загустители и т.д.). Далее на основании расчетного забойного давления закачки, пластовой температуры и потребного количества жидкости для образования пены рассчитывают концентрации соляной кислоты в пенообразующем растворе и карбоната натрия в газовыделяющем. На растворном узле или на устье скважины готовят пенообразующий и газовыделяющий растворы. Затем пенообразующий раствор посредством насосного агрегата (например, ЦА-320) нагнетается в насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых устанавливается у верхних дыр фильтра и одновременно с ним другим насосным агрегатом газовыделяющий раствор нагнетается в затрубное или кольцевое пространство. В результате смешения газовыделяющего и пенообразующего растворов на забое скважины образуется пена, которая продавливается в пласт жидкостью-песконосителем, в качестве которой можно использовать пенообразующий раствор.

Источники информации
1. SU. Авторское свидетельство СССР 1451260, кл. E 21 B 43/26. 1989.

2. Ачариа А. Р. Гидроразрыв с использованием пен в скважинах с низким пластовым давлением // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1989, N 4, с. 19 - 26.

Способ гидроразрыва пласта относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву нефтяного и газового пластов. Техническим результатом является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет увеличения стойкости пены и снижения трудоемкости способа. Это достигается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт пены, пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов. 1 табл.

Способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт пены, отличающийся тем, что пену образуют на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.