СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к гидроразрыву пласта в скважинах различного назначения и, в частности, в нефтяной или нефтегазоконденсатной скважине для увеличения притока объемов пластовой жидкости, поступающей на забой этой скважины.

Существующие технологии повышения объемов пластовой жидкости, поступающей на забой, заключаются в повышении площади фильтрации, которая реализуется за счет гидравлического разрыва пласта, сущность которого состоит в образовании в пласте трещин с последующей их фиксацией [1].

Для обеспечения собственно гидроразрыва пласта, например, нефтяного, создают повышенное давление на забое путем закачки в скважину жидкости гидроразрыва.

Для фиксации образованных гидроразрывом трещин в породе пласта в жидкость гидроразрыва добавляют отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещинам сомкнуться после снижения давления.

Жидкость гидроразрыва должна быть повышенной вязкости для удержания зерен песка во взвешенном состоянии в процессе всего технологического цикла и не должна снижать гидропроводность пласта.

В качестве жидкости гидроразрыва используют, как правило, водные растворы полимеров (например, растворы полиакриламида, или полисахара, или полиамидов).

Песок для заполнения трещин при гидравлическом разрыве пласта должен удовлетворять следующим требованиям:

- иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки, которые не разрушаются в условиях объемного сжатия под действием давления вышележащих пород;

- сохранять высокую проницаемость пластовых жидкостей. Этим требованиям отвечает крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по составу кварцевый песок с крупностью зерен в пределах 0,5-2 мм.

Известный способ повышения площади фильтрации пластовой жидкости по вышеупомянутому известному способу имеет ряд существенных недостатков, в частности применяют крупнозернистый песок, что требует значительных энергетических затрат как для собственно гидроразрыва с необходимыми размерами трещины, так и для последующего внедрения такого песка в эту трещину.

После установки пакера вся зона до забоя, включая нефтенасыщенную толщу, подвержена влиянию давления гидроразрыва и может быть разорвана в этом интервале, причем, зачастую, в самом произвольном и не всегда желательном месте этого интервала

Как указывалось выше, носителем жидкости для подачи кварцевого песка в зону гидроразрыва, как правило, служит гидрофильная жидкость, которая поступает преимущественно в водонасыщенные пропластки, которые и рвутся. Кроме того, жидкость гидроразрыва, попадая во вновь образованные трещины, зачастую снижает дренирующие свойства пласта по углеводородной жидкости, например, по нефти.

Используемый для гидроразрыва крупнозернистый отфракционированный песок не может поступать в микротрещины, идущие от основной макротрещины.

Известен способ гидроразрыва пласта, в соответствии с которым для закрепления трещины гидроразрыва используют резиновую крошку диаметром, равным или меньшим диаметра поровых каналов пласта, при этом резиновую крошку доставляют в зону гидроразрыва в виде суспензии в углеводородной жидкости, с физико-химическими параметрами, соответствующими жидкости гидроразрыва [2].

К недостаткам этого способа относятся недостатки предшествующего описанного способа, а также и то, что резиновая крошка не обладает необходимой механической прочностью и после снятия давления гидроразрыва образовавшиеся трещины смыкаются, что не обеспечивает увеличения площади фильтрации в должной мере.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа гидроразрыва пласта за счет возможности его осуществления в заданном интервале пласта и сохранения дренирующих свойств пласта.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ гидроразрыва пласта включает щелевую гидроструйную перфорацию пласта и последующий гидроразрыв пласта в интервале проведенной щелевой гидроструйной перфорации, при этом в качестве жидкости гидроразрыва применяют углеводородную жидкость, близкую или идентичную по своим свойствам добываемой из пласта углеводородной жидкости.

Сущность изобретения заключается в том, что с помощью предварительной щелевой гидроструйной перфорации строго в заданном интервале продуктивного пласта создают напряженное состояние в массиве пласта. Это инициирует последующий гидроразрыв именно в этом интервале. Такое решение исключает случайность гидроразрыва в нежелательном интервале продуктивного пласта, когда непреднамеренно может быть вскрыт, например, постилающий водоносный горизонт, исключающий возможность последующей эффективной эксплуатации скважины. Опыт работ показывает, что исправление этой ошибки практически невозможно. Любые последующие попытки осуществления повторного гидроразрыва ведут к привычному повторному вскрытию первоначально образованной трещины.

Успешным условием проведения работ по гидроразрыву пласта является применение углеводородной жидкости, например нефти, в качестве рабочего тела для осуществления гидроразрыва. Углеводородная жидкость, близкая или идентичная по своим свойствам добываемой из пласта углеводородной жидкости, не снижает дренирующих свойств пласта по добываемой углеводородной жидкости.

Не снижает дренирующих свойств пласта и целенаправленное воздействие сил динамического воздействия на этот пласт в области его насыщенности углеводородной жидкостью. Этому способствует средство для закрепления трещины гидроразрыва в виде гидрофобного пропанта, который под действием повышенной забойной депрессии окончательно и автоматически перераспределяется и закрепляется уже преимущественно в пропластках рассматриваемого пласта, насыщенных углеводородной жидкостью.

В качестве гидрофобного пропанта применяют частицы бентонитовой глины с гидрофобным покрытием по своей наружной поверхности с поперечными размерами от 0,01 до 3 диаметров капилляров пласта, что соответствует фракции частиц бентонитовой глины 0,1-30 мкм. Эти частицы в среде углеводородной жидкости заполняют микротрещины от основной макротрещины гидроразрыва тонкодисперсным тампонирующим материалом, который не снижает дренирующих свойств пласта по углеводородной жидкости. Частицы бентонитовой глины могут быть, при приготовлении их качестве пропанта, подвергнуты, например, обжигу для увеличения их прочности.

Так как межмолекулярные силы сцепления между частицами породы ослаблены при наличии углеводородной жидкости между ними, то эффективность от углеводородной жидкости, попавшей в пропласток, насыщенный добываемой углеводородной жидкостью, например нефтью, будет максимальна. Физико-химические характеристики гидрофобного пропанта, в том числе вязкость, регулируют соответствующими известными ингредиентами.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину, выбранную для осуществления в ней гидроразрыва, спускают нагнетательную колонну труб, например насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудованных пакером. Пакер устанавливают на колонне НКТ с возможностью его приведения в рабочее положение на уровне кровли пласта или немного ниже этой кровли (в плотных разностях пласта).

Перед посадкой пакера из НКТ и скважины вытесняют жидкость глушения углеводородной жидкостью.

Готовят жидкость доставки пропанта в скважину для закрепления трещины гидроразрыва. В качестве пропанта применяют гидрофобизированные частицы бентонитовой глины с фракционным составом 0,1-30 мкм.

В состав жидкости для транспортировки пропанта входит углеводородный растворитель, например нефть, в количестве 15-30% вес., поверхностно-активное вещество (ПАВ) катионного или анионного типа, например стеарат натрия, в количестве 0,05-0,1% вес., и вода - остальное.

Пропант, например гидрофобизированная бентонитовая глина с фракционным составом 0,1-30 мкм, составляет 2-5% вес. от веса углеводородной основы жидкости в составе жидкости для транспортировки пропанта, что составляет 0,3-1,5% от веса жидкости для транспортировки пропанта.

После посадки пакера осуществляют гидроразрыв пласта углеводородной жидкостью, например нефтью, находящейся, в том числе, в НКТ. Факт осуществления гидроразрыва определяют скачкообразным снижением давления. За жидкостью гидроразрыва, углеводородной жидкостью последовательно закачивают углеводородную жидкость с гидрофобизированным пропантом. Суммарный объем жидкости для гидроразрыва и транспортировки пропанта для закрепления трещины гидроразрыва определяют расчетным путем.

Источники информации

1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, - Москва, Недра, 1970, с. 102-103;

2. Патент РФ №2113590 (прототип).

Изобретение относится к гидроразрыву пласта в скважинах различного назначения и, в частности, в нефтяной или нефтегазоконденсатной скважине для увеличения притока объемов пластовой жидкости, поступающей на забой этой скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа гидроразрыва пласта за счет возможности его осуществления в заданном интервале пласта и сохранения дренирующих свойств пласта. Сущность изобретения: способ включает разрыв пласта углеводородной жидкостью, близкой или идентичной по своим свойствам добываемой из пласта углеводородной жидкости. Затем осуществляют транспортировку жидкостью пропанта в виде частиц бентонитовой гидрофобизированной глины с фракционным составом 0,1÷30 мкм в количестве 2-5% от веса углеводородной основы жидкости в жидкости транспортировки пропанта, содержащей вес.%: углеводородную жидкость - 15÷30, поверхностно-активное вещество - ПАВ катионного или анионного типа - 0,05÷0,1, вода - остальное.

Способ гидроразрыва пласта, включающий разрыв пласта углеводородной жидкостью, близкой или идентичной по своим свойствам добываемой из пласта углеводородной жидкости, и последующую транспортировку в жидкости пропанта в виде частиц бентонитовой гидрофобизированной глины с фракционным составом 0,1÷30 мкм в количестве 2-5% от веса углеводородной основы жидкости в жидкости транспортировки пропанта, содержащей, вес.%:

Углеводородная жидкость 15-30Поверхностно-активное вещество -  ПАВ катионного или анионного типа 0,05-0,1Вода Остальное