СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 2014 года по МПК E21B43/267 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

Известен способ гидроразрыва пластов в скважинах (патент RU №2219335, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.12.2003 г.), включающий спуск заливочной колонны труб в зону гидроразрыва, вытеснение газом скважинной жидкости из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства. По способу помещают в заливочную колонну разделительную пробку, закачивают жидкость разрыва в заливочную колонну совместно с расклинивающим агентом, закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q₂, определяемым из соотношения:

$$Q_2=\frac{Q_1\cdot S_2}{S_1}$$ ,

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 колонны.

Затем осуществляют герметизацию заколонного пространства скважины на устье после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность осуществления технологического процесса, связанная с необходимостью закачки инертного газа, причем газ и жидкость закачиваются раздельно с использованием разделительной пробки;

- во-вторых, незащищенность эксплуатационной колонны от вредного воздействия высоких давлений при осуществлении технологического процесса, обусловленная отсутствием пакера.

Также известен способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта (патент RU №2460876, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 г., бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости. Причем перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше - пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКТ устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15%-ный раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м³, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.

Недостатками данного способа являются низкая технологическая эффективность способа, связанная с неконтролируемым развитием трещин гидроразрыва из-за повышенных гидропульсаций жидкости на забое, а также опасность прорыва создаваемых трещин гидроразрыва в водоносную часть пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2455478, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.07.2012 г., бюл. №19), включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, заполнение скважины технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, удаление продуктов реакции кислоты с породой, снятие пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Недостатком данного изобретения является низкая эффективность способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальтено-смолистые парафиновые отложения (АСПО).

Задачами изобретения являются:

- повышение технологической эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые АСПО;

- защита эксплуатационной колонны от вредных воздействий высоких давлений в процессе закачки жидкости гидроразрыва;

- упрощение технологического процесса проведения гидравлического разрыва карбонатного пласта.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты.

Новым является то, что гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость -техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м³.

Сущность способа заключается в комплексном воздействии на карбонатный пласт гидромеханическим, химическим и тепловым методами. Сначала карбонатный пласт подвергают гидравлическому разрыву с закреплением созданной трещины расклинивающим агентом, в качестве которого используют металлические сферы, изготовленные из металла магния, фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш.

Затем в созданную и закрепленную трещину гидроразрыва закачивают соляную кислоту, например кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан). Соляная кислота вступает в реакцию с расклинивающим агентом (магнием) и породой пласта. При контакте соляной кислоты с магнием возникает термохимическая реакция с выделением тепла: 2HCl+Mg=MgCl₂+Н₂+Т°, кроме того, соляная кислота растворяет породы карбонатного пласта. В результате данного воздействия кислота, двигаясь по созданной трещине гидроразрыва, проникает вглубь карбонатного пласта и растворяет дальние невыработанные зоны пласта. А выделившаяся в результате реакции соляной кислоты с магнием тепловая энергия разогревает призабойную зону пласта (ПЗП), что способствует разжижению нефти и АСПО.

Расклинивающий агент в виде металлических сфер изготавливается из магнезитовых каустических порошков следующих марок: МПК-90, МПК-87, МПК-83 по ГОСТ 1216-87 путем их спекания.

Выбор фракционного состава расклинивающего агента зависит от геомеханических свойств карбонатного пласта. Опытным путем было установлено, что в карбонатных пластах с высокими значениями модуля Юнга - свыше 50000 МПа - целесообразно применять расклинивающий агент мелкой фракции - 20/40 меш, в карбонатных пластах со средними значениями модуля Юнга - от 25000 до 50000 МПа - 16/20 меш, в карбонатных пластах с низкими значениями модуля Юнга - до 25000 МПа - 12/18 меш.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Производят перфорацию стенок скважины в необходимом интервале каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины.

Далее в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спускают пакер (например, пакер с механической осевой установкой ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМО3-ЯГ2(Ф), производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан). Путем осевых перемещений колонны НКТ устанавливают пакер выше интервала перфорации, тем самым герметизируют заколонное пространство, защищая его от воздействия высоких давлений в процессе проведения гидравлического разрыва пласта.

Устье скважины оборудуют краном высокого давления, расставляют технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединяют узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химеко-ГАНГ», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).

Порядок приготовления гелеобразной жидкости разрыва описан в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.

Гидравлический разрыв осуществляют последовательно в несколько этапов.

На первом этапе для создания первоначальной трещины гидроразрыва закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³.

Непосредственно сразу за первым этапом следует второй этап, в котором закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, причем металлические сферы изготовлены из металла магния (Mg), причем расклинивающий агент закачивают с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва.

Опытным путем было установлено что общее количество закачиваемого расклинивающего агента на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта должно быть не менее 3000 кг. Причем закачивать расклинивающий агент необходимо порционно с постепенным увеличением концентрации его в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва. Начальная концентрация должна составлять не менее 200 кг/м³, конечная не более 900-1000 кг/м³.

Непосредственно сразу за вторым этапом следует третий этап, в котором закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ.

Непосредственно сразу за третьим этапом следует четвертый этап, в котором закачивают кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва.

Непосредственно сразу за четвертым этапом следует пятый этап, в котором закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м³.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (магнием), извлекают колонну НКТ с пакером из скважины, спускают технологические НКТ диаметром 73 мм и производят освоение пласта любым известным способом.

После освоения карбонатного пласта и получения стабильного притока в скважину спускают насос и запускают в работу.

Примеры практического выполнения способа.

Пример 1.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, 3,5 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м, низ - 1643,5 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 67000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский, Республика Башкортостан) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м³. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м³.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по следующей формуле:

где М - общая масса закачиваемого расклинивающего агента, кг;

С_мин - минимальная концентрация расклинивающего агента, кг/м³;

С_макс - максимальная концентрация расклинивающего агента, кг/м³;

η - эффективность гелеобразной жидкости разрыва.

Эффективность гелеобразной жидкости разрыва - это отношение объема созданной трещины гидроразрыва к общему закачанному объему гелеобразной жидкости разрыва. Исходя из промыслового опыта проведения гидроразрыва, эффективность гелеобразной жидкости разрыва составляет η=0,43.

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва. Толщина карбонатного пласта 3,5 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 10500 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 10500 кг.

Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м³ максимальную концентрацию 900 кг/м³.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

$$V_i=\frac{11000}{200+900}\cdot \frac{\mathrm{1,43}}{\mathrm{0,43}}\approx 33{\text{ м}}^{\text{2}}$$ .

Исходя из условия объем буфера V_буф должен быть не менее 6 м³. Приняли объем буфера равным 6 м³. Следовательно, V_{раскл.агент}=V_i-V_буф=32-6=26 м³.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 6 м³.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния фракционным составом 20/40 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 100 кг/м³ и заканчивая 300 кг/м³, а именно:

- последовательно закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1000 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 250 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2250 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 320 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 3850 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 400 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 5850 кг. Затем закачали 3 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 650 кг/м, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 7800 кг. Затем закачали 3 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 900 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 10500 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,6 V_i=19,2 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ плюс 0,2 м³, т.е. 7,6 м³.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 29,5 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

Пример 2.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, 4 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м, низ - 1644 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 32000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м³. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м³.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по формуле (1).

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва. Толщина карбонатного пласта 4 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 12000 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 12000 кг. Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м³, максимальную концентрацию 900 кг/м³.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

$$V_i=\frac{12000}{200+900}\cdot \frac{\mathrm{1,43}}{\mathrm{0,43}}\approx 36{\text{ м}}^{\text{2}}$$ .

Исходя из условия объем буфера V_буф должен составлять не менее 6 м³. Приняли минимальный объем равным 7 м³. Следовательно, V_{раскл.агент}=V_i-V_буф=36-7=29 м³.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 7 м³.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния, фракционным составом 16/20 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 200 кг/м³ и заканчивая 900 кг/м³, а именно:

- последовательно закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1000 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 240 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2200 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом также с концентрацией 300 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 3700 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 540 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6400 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 400 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 8400 кг. Затем закачали 4 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 900 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 12000 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м³.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,7 V_i=25,2 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м³, т.е. 7,6 м³.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 31 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

Пример 3.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, - 5 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м низ - 1643,5 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 17000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м³.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по формуле (1).

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва.

Толщина карбонатного пласта 5 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 15000 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 15000 кг. Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м³, максимальную концентрацию 1000 кг/м³.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

$$V_i=\frac{15000}{200+1000}\cdot \frac{\mathrm{1,43}}{\mathrm{0,43}}\approx 42{\text{ м}}^{\text{2}}.$$

Исходя из условия объем буфера V_буф должен составлять не менее 6 м³. Приняли минимальный объем буфера равным 10 м³. Следовательно V_{раскл.агент}=V_i-V_буф=42-10=32 м³.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 10 м³.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния, фракционным составом 12/18 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 200 кг/м³ и заканчивая 1000 кг/м³, а именно:

- последовательно закачали 7 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м³, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1400 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 250 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2650 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 280 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 4050 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 500 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6550 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 690 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6550 кг. Затем закачали 5 м³ гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 1000 кг/м³, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 15000 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,65- V_i=27,3 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м³, т.е. 7,6 м³.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 29,5 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

После освоения карбонатного пласта и получения стабильного притока в скважину спустили насос 25-175-ТНМ-14-4-2-2 производства ОАО «Ижевский завод нефтяного машиностроения» и запустили в работу.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить технологическую эффективность процесса гидроразрыва карбонатного пласта, содержащего труднорастворимые АСПО, за счет термохимической реакции взаимодействия соляной кислоты и расклинивающего агента,изготовленного из магния. Простой и надежный алгоритм расчета объемов используемой жидкости позволяет упростить технологический процесс проведения гидравлического разрыва карбонатного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах. В способе гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающем перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - КНКТ с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину КНКТ, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном объему спущенной в скважину КНКТ плюс 0,2 м³. Технический результат - повышение эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальто-смолистые отложения, упрощение способа и защита эксплуатационной колонны. 3 пр.

Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, отличающийся тем, что гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м³.