СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2016 года по МПК E21B43/267 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины.

Известен способ гидроразрыва пласта (ГРП), в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м³, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м³, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м³, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м³, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м³ до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м³, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ ГРП, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м³, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м³, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м³, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м³, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м³, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м³, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность ГРП.

В изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП.

Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, согласно изобретению при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Одним из наиболее эффективных способов увеличения продуктивности скважин является ГРП. Однако и после ГРП снижение продуктивности скважин продолжается. Одной из причин снижения продуктивности скважин являются соли, образующиеся в процессе эксплуатации, кольматирующие трещину разрыва. В изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП за счет замедления процесса солеотложений в трещине гидроразрыва. Задача решается следующим образом.

При ГРП выполняют закачку жидкости разрыва с добавленной в нее преимущественно на стадии добавления сшивателя замедлителя солеотложений, в качестве которого используют смеси 10-27%-ного раствора соляной кислоты (по объему), метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 20:60:20% (по объему) соответственно. Смесь вводят в концентрации 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва.

Все эти решения замедляют процесс солеобразования и кольматации трещин, что в итоге увеличивает продолжительность эффекта от обработки.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют ГРП в нефтедобывающей скважине. Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-220 м³/сут, начальное давление Рнач = 19 МПа, конечное давление Ркон = 20 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м³ технической жидкости плотностью 1,18 г/см³ без предварительного насыщения призабойной зоны.

При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 25 м³ на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек» на основе гуаровой камеди (производитель "Economy Polymers&Chemicals"). Реология - температура 27°C, вязкость 21 сП, время сшивки 4 с. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления в объеме 25 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40 и 25 л смеси 20%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 20:60:20% (по объему) соответственно, т.е. в концентрации 1 л на 1 м³ жидкости разрыва. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 19 МПа до 20 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Проводят основной процесс ГРП.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,0 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м³, 200 кг/м³, 250 кг/м³, 300 кг/м³, 350 кг/м³, 400 кг/м³, 500 кг/м³, 600 кг/м³, 700 кг/м³, 800 кг/м³ для улучшения гидродинамической связи пласта с трещиной.

В процессе основного процесса в жидкость разрыва в объеме 80 м³ добавляют в пропорции 2 л на 1 м³ жидкости разрыва, т.е. в объеме 0,16 м³ смесь 27%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 15:60:25% (по объему) соответственно.

Конечная концентрация проппанта составляет 800 кг/м³, что соответствует 114% от конечной концентрации проппанта при первом ГРП.

Загрузка гелеобразователя составляет 3,0 кг/м³.

Давление на устье скважины начальным 20 МПа, конечным 23 МПА, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Рабочий расход при основном процессе 2,5 м³/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12 ч. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 102,85 м; высота трещины созданная - 13,77 м; закрепленная - 8,53 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 3,0 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 21,06 мм; проводимость трещины 1784,4 мД/м. Масса закачанного проппанта 15000 кг (20/40 - 2000 кг, 12/18 - 13000 кг), что на 36% выше чем при предыдущей обработке.

Пример 2.

Выполняют как пример 1. При ГРП при прокачке компонентов в жидкость разрыва на стадии добавления сшивателя в объеме 70 м³ добавляют в пропорции 1 л на 1 м³ жидкости разрыва, т.е. в объеме 0,07 м³ смесь 27%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1 л на 1 м³ жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды 15:60:25% (по объему) соответственно.

Пример 3.

Выполняют как пример 1. В основном процессе в жидкость разрыва в объеме 70 м³ добавляют в пропорции 1,5 л на 1 м³ жидкости разрыва, т.е. в объеме 0,105 м³ смесь 10%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 25:60:15% (по объему) соответственно.

Пример 4. Выполняют как пример 1. В качестве гелеобразователя используют ГПГ-3 - полисахарид по ТУ 2499-072-17197708-2003 (производитель ЗАО «Петрохим»).

При тестовой закачке в жидкость разрыва в объеме 70 м³ добавляют смесь 10%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 25:55:20% (по объему) соответственно в концентрации 1 л на 1 м³ жидкости разрыва, т.е. в объеме 0,07 м³.

В процессе основного процесса в жидкость разрыва в объеме 80 м³ добавляют в пропорции 2 л на 1 м³ жидкости разрыва, т.е. в объеме 0,160 м³ смесь 20%-ного раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 20:65:15% (по объему) соответственно.

В предложенном ГРП используют жидкость разрыва с добавлением замедлителя солеотложений в концентрации 1-2 л/м³. Применение замедлителя солеобразования - увеличить продолжительность эффекта от ГРП. В результате эксплуатации скважины установлено, что дебит скважины после ГРП сохраняется в течение 3 лет, в то время как в скважине по прототипу дебит через 1 год снижается почти до нуля за счет кольматации трещины разрыва солеотложениями.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повышать эффективность ГРП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины. В способе гидроразрыва пласта, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта. 3 пр.

Способ гидроразрыва пласта, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно.