СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2000 года по МПК E21B43/26 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве нефтяного пласта.

Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и пропанта [1].

Известный способ позволяет наряду с образованием трещины провести кислотную обработку пласта на большом удалении от скважины. Однако известный способ не позволяет повысить продуктивность нагнетальных скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках. Способ отличается большой длительностью процесса и высокой стоимостью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разупрочнения горных пород, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора соляной кислоты без закачки пропанта [2].

Известный способ позволяет образовать в пласте зоны с высокой проницаемостью. При этом способ свободен от недостатков, связанных с использованием пропанта. Однако способ пригоден в карбонатных коллекторах и не пригоден в терригенных. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность способа невелика.

В изобретении решается задача повышения эффективности способа.

Задача решается тем, что в способе гидроразрыва нефтяного пласта, включающем закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты, согласно изобретению в качестве раствора кислоты используют раствор глинокислоты, раствор глинокислоты закачивают с постепенным снижением давления закачки, перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки, после закачки раствора кислоты и пресной воды скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Признаками изобретения являются:
1. закачка в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты;
2. использование в качестве раствора кислоты раствора глинокислоты;
3. закачка раствора глинокислоты с постепенным снижением давления закачки;
4. закачка пресной воды перед закачкой раствора глинокислоты в пласт;
5. закачка пресной воды после закачки раствора глинокислоты в пласт;
6. закачка пресной воды при давлении выше давления разрыва пласта;
7. закачка пресной воды с постепенным снижением давления закачки;
8. после закачки раствора глинокислоты и пресной воды закрытие скважины на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2 - 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часто возникает необходимость проведения интенсификационных работ на скважинах. Существующие способы интенсификации посредством гидроразрыва пласта не всегда приводят к достижению целей работ. Кроме того, проведение гидроразрыва пласта с применением пропанта весьма дорого.

В изобретении решается задача повышения эффективности интенсификационных работ посредством гидроразрыва пласта. Задача решается следующей совокупностью операций.

Закачивают в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствор глинокислоты. Раствор глинокислоты закачивают с постепенным снижением давления закачки. Перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки. После закачки раствора глинокислоты и пресной воды без сброса давления скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

В качестве глинокислоты используют смеси растворов соляной и фтористоводородной кислоты, например смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного раствора фтористоводородной кислоты.

Применение раствора глинокислоты позволяет проводить интенсификационные работы на терригенных заглинизированных коллекторах. При данном способе пропант не закачивают, чем удешевляют процесс. Закачка в пласт раствора глинокислоты при давлении выше давления разрыва пласта позволяет повысить производительность скважин даже с нулевой приемистостью и максимальной глиностосью. Закачка раствора глинокислоты с постепенным снижением давления закачки способствует более равномерному заполнению трещин разрыва и снижению поступления раствора глинокислоты в нежелательные области. Закачка пресной воды перед закачкой раствора глинокислоты в пласт способствует заблаговременному раскрытию трещины и поступлению раствора глинокислоты непосредственно в трещину. Тем самым практически полностью исключается расходование раствора глинокислоты на раскрытие трещины и обеспечивается реакция раствора глинокислоты непосредственно в трещине разрыва пласта. Закачка пресной воды после закачки раствора глинокислоты в пласт осуществляется для продвижения раствора глинокислоты в пласт. Закачка пресной воды с постепенным снижением давления закачки и закрытие скважины и выдержка до снижения давления способствуют закреплению раствора глинокислоты в пласте, ликвидации опасности выноса раствора глинокислоты из пласта в скважину и прохождению реакции в пласте.

Пример конкретного выполнения
Выполняют гидроразрыв на нефтедобывающей скважине Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения. Цель работы - перевод добывающей скважины в нагнетательную. Колонну насосно-компрессорных труб опускают на глубину 1872 м. Скважину промывают. Выше интервала перфорации ставят пакер с якорем. В пласт закачивают жидкость разрыва - пресную воду в количестве 60 м³ со средним темпом закачки 1,15 - 1,20 м³/мин при наличном давлении закачки 39 МПа и конечном давлении закачки 27 МПа. Раскрытие трещин фиксируют на блоке управления. При давлении порядка 20 - 21 МПа происходит раскрытие трещин. После закачки пресной воды закачивают раствор глинокислоты - смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного водного раствора фтористоводородной кислоты. Раствор глинокислоты закачивают в объеме 11 м³ с начальным давлением 23 МПа и конечным давлением 20 МПа. Раствор глинокислоты продавливают в пласт пресной водой в объеме 10 м³ с начальным давлением 30 МПа и конечным давлением 28 МПа. Скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты на 24 час. После этого производят срыв пакера и промывку скважины. В результате гидроразрыва приемистость скважины возросла с 24 м³/сут до 250 м³/сут. Мероприятия по способу-прототипу позволили повысить приемистость до 40 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность интенсификационных работ на скважине.

Источники информации
1. Патент РФ N 2122633, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1998 г.

2. Патент РФ N 2012790, кл. E 21 В 43/26, опублик. 1994 г. - прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве нефтяного пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: ведут закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора глинокислоты с постепенным снижением давления закачки. Перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки. После закачки раствора глинокислоты и пресной воды скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Способ гидроразрыва нефтяного пласта, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты, отличающийся тем, что в качестве раствора кислоты используют раствор глинокислоты, раствор глинокислоты закачивают с постепенным снижением давления закачки, перед закачкой и после закачки раствора глинокислоты в пласт при давлении выше давления разрыва пласта закачивают пресную воду с постепенным снижением давления закачки, после закачки раствора глинокислоты и пресной воды скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты.