Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций Российский патент 2017 года по МПК E21B43/26 E21B43/27 C09K8/594 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Известна классическая технология стимуляции вертикальных скважин путем гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе проведения данного геолого-технологического мероприятия (ГТМ), на забое скважины формируется давление, которое превышает предел прочности горной породы по одному из направлений в текущих условиях анизотропных горизонтальных стрессов. Инициация и дальнейший рост техногенной трещины, соединяющей ствол скважины с призабойной зоной пласта (ПЗП), сопровождается заполнением трещины (закреплением от схлопывания) специальной насыпной твердой фазой (керамический проппант или песок). Несущей средой для проппанта выступает жидкий раствор, основным ингредиентом которого является вода с различными спецдобавками, включая так называемые гелирующие, повышающие вязкость и, как следствие, несущие свойства раствора. Проппантный вариант ГРП применяется, в основном, к терригенным разрезам. В связи с освоением так называемых сланцевых запасов углеводородов большое распространение получила модификация основного метода ГРП для горизонтальных скважин, так называемый многостадийный ГРП (МГРП) - последовательное создание (десятков) техногенных дискретных трещин, расположенных поперечно оси горизонтального ствола скважины.

В случае с карбонатными продуктивными породами наиболее эффективным способом стимуляции скважин является метод кислотного ГРП КГРП, который заключается в промывке ПЗП под давлением специальными кислотными составами, обеспечивающими растворение пустотного пространства в объеме карбонатной породы по геометрии простирания трещины ГРП и создание так называемых «червоточин». Карбонатные резервуары в большинстве своем обладают естественной трещиноватостью, возникшей как следствие природных геомеханических процессов (тектоническое сжатие, сдвиг). Таким образом, техногенная трещина (система «червоточин») выступает в роли высокопроводящего канала, соединяющего ствол скважины с сетью природных трещин.

Современная технология большеобъемных ГРП предполагает закачку до нескольких тысяч м³ раствора технической воды с химическими реагентами, что влечет за собой экологические и технологические риски. Экологические риски связаны с необходимостью отбора и последующего сброса значительных объемов технической воды с опасностью загрязнения природных источников водоснабжения; технологические риски - с необходимостью выноса на поверхность большей части закачанных объемов неуглеводородных жидкостей в процессе освоения скважины после ГРП. В поисках решения данных проблем на протяжении последних десятилетий было предложено несколько модификаций технологии ГРП с использованием в качестве носителя проппанта сжиженных газов различной природы: углеводороды, такие как пропан С₃Н₈; бутан С₄Н₁₀; диоксид углерода СО₂; инертные газы, такие как азот N₂; и другие. Использование в качестве несущего агента газов в сжиженном состоянии направлено на устранение необходимости перекачки значительных объемов технической воды.

Использование пропан-бутанового (ПБТ) конденсата в качестве прямой альтернативы технической воде, как несущего агента, сопряжено со следующими технологическими проблемами: сложная логистика оборота сотен м³ ПБТ конденсата при проведении одной скважино-операции газового ГРП; давления закачки ПБТ конденсата в среднем на 50 атм выше аналогичных по технической воде на каждые 1000 м по глубине геологического разреза. Указанные проблемы значительно сужают область применения данного метода.

Использование инертных газов, таких как азот, в сжиженном состоянии предполагает проведение технологических операций в области температур ниже -100°С. При взаимодействии криогенного флюида высокого давления с горными породами, находящимися при температурах согласно регионального геотермального градиента, возникают критические термомеханические напряжения, зачастую превосходящие предел прочности горных пород в условиях значительных обжимных горизонтальных стрессов. Использование сжиженных газов при столь низких температурах требует защиты стандартного скважинного оборудования от воздействия криогенного шока при контакте с жидким азотом, например путем проведения всей операции через специальные гибкие насосно-компрессорные трубы (SPE 51067, «Cryogenic Nitrogen as а Hydraulic Fracturing Fluid in the Devonian Shale», 1998 г.).

Известен способ реализации ГРП путем закачки в качестве основного несущего агента ПБТ смеси в термобарических условиях, соответствующих жидкостному фазовому состоянию (патент US N 2013161016 А1, МПК E21B 43/26, опубл. 27.06.2013 г.). Согласно изобретению дополнительно применяется источник азота высокого давления, который используется в качестве буферного газа продувки системы перед закачкой взрыво- и пожароопасной углеводородной смеси, а также в качестве буферного газа для впрыска проппанта в поток ПБТ конденсата высокого давления. Методы и аппараты, описанные в изобретении, предлагают технологически эффективный и безопасный способ проведения операций газового ГРП.

Недостатком данного способа является необходимость развивать при закачке с устья давления, значительно превышающие таковые при традиционном ГРП на технической воде. Так, в примере, приведенном в описании изобретения, рассчитаны устьевые давления закачки на уровне 45 МПа, необходимые для достижения давления гидроразрыва на глубине порядка 2500 м. При проведении аналогичных операций в варианте МГРП потребный расход пропан-бутанового конденсата может достигать 1000 м, что, как уже было замечено, сопряжено со значительными логистическими расходами.

Известен способ подбора и закачки газовых композиций (патент US №3368627А, МПК Е21В 43/16, опубликовано 13.02.1968 г.). Описываемая технология предполагает приготовление газовой композиции в составе: углекислого газа (СО₂) и нормальных алканов (С₂-С₆), в основном пропан-бутан, таким образом, что конечная смесь газов имеет критическую температуру газовой композиции Т_кр ниже пластовой температуры Т_пл целевого геологического объекта, но выше температуры транспорта вдоль ствола скважины от устья до забоя (Т_уст, Т_заб), а критическое давление Р_кр соответственно не превышает давления транспорта газовой композиции на забой (Р_уст, Рз_аб). При этом предлагается смешивать основные сжиженные компоненты: углекислый газ и углеводородный (УВ) конденсат непосредственно на устье скважины. В результате закачки газовой композиции под высоким давлением в возможной комбинации с проппантным (песочным) наполнителем или в смеси с кислотой ожидаются эффекты, характерные для ГРП или кислотного ГРП. В результате контакта с более теплым пластом и разрядки скважины со стороны устья газовая композиция переходит большей своей частью в область газообразного состояния и естественным образом выносит на поверхность все продукты реакции после проведенного ГТМ, значительно облегчая тем самым процесс освоения скважины.

Недостатками данного способа являются высокие целевые давления закачки композиции и технологические риски, связанные с оборотом (закачка/добыча) значительных объемов углекислого газа.

Задачей изобретения является реализация технологически эффективной безводной альтернативы ГРП в виде газовой стимуляции ПЗП скважины.

Задачей изобретения является реализация технологически эффективной безводной альтернативы ГРП в виде газовой стимуляции ПЗП скважины - газовый термический разрыв пласта (ГазТРП) на основе специально подобранных газовых композиций (ГК).

Техническим результатом изобретения является повышение продуктивности скважины за счет операции ГазТРП с минимальным использованием технической воды и опасных химических реагентов при характерных температурах технологических процессов выше -30°С с максимальным использованием наиболее доступных компонент на нефтегазовом промысле.

Указанный технический результат достигается способом стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения Т_кр и давления закачки более критического давления данной композиции Р_кр.

Согласно изобретению перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб азот под давлением до 35 мПа, для создания буферной зоны.

Согласно изобретению перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб пропан-бутановую смесь с заполнением объема призабойной зоны для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта.

Согласно изобретению дополнительно в качестве финальной оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации, с оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны насосно-компрессорных труб.

Согласно изобретению для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем.

Технический результат изобретения достигается благодаря следующему.

При закачке в пласт ГК в виде специально подобранной комбинации компонентов, обеспечивающей близость ее критических давлений и температур к области пластовых температур и давлений, происходит охлаждение и последующий разогрев ПЗП до исходной пластовой температуры, при этом развивается внутрипоровое давление, сопоставимое с пределом прочности горных пород. Прирост давления в процессе разогрева достигает 30 МПа и более, что вполне достаточно для достижения критических внутрипоровых давлений 45-75 МПа. Область критических термомеханических напряжений, формируемая в процессе закачки и тепловой реакции ГК, приводит к формированию области массивной трещиноватости призабойной зоны пласта скважины (ОМТ ПЗП). Данный тип изменения фильтрационных свойств ПЗП имеет потенциал многократного повышения коэффициента продуктивности скважины.

Указанный эффект отличает предложенное техническое решение от классического ГРП, при котором формируется несколько дискретных трещин.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведены совмещенные кривые фазовых равновесий и линии изохор газовых композиций с различным составом, обеспечивающим различные значения критического давления и температуры, на фиг. 2 - принципиальная схема установки для формирования ГК, закачиваемой в скважину.

Принцип подбора состава ГК заключается в том, чтобы максимально эффективно использовать закон изменения теплофизических свойств ГК в процессе закачки и в контакте с породой в ПЗП скважины. На фиг. 1 приведены примеры диаграмм фазовых состояний для трех различных ГК в следующем соотношении компонент ПБТ: СН₄: N2: Состав 1 - 40:30:30 мольных долей, Т_кр=+60°С, Р_кр=15.5 МПа; Состав 2 - 30:40:30 мольных долей, Т_кр=+30°С, Р_кр=17.6 МПа; Состав 3 - 25:45:30 мольных долей, Т_кр=0°С, Р_кр=17.8 МПа. На основании проведенных расчетов исходя из известных теплофизических характеристик горных пород и параметров ГК было установлено, что Состав 1 является оптимальным для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой более +60°С; Состав 2 - для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой от +30°С до +60°С; Состав 3 - для продуктивных интервалов с характерной пластовой температурой до +30°С.

Изменения теплофизических свойств в приведенных ГК показаны на термобарической плоскости точками: - Состав 1, Δ - Состав 2, о - Состав 3. Из картины изменения свойств (фиг. 1) следует, что газовые композиции в процессе разогрева до пластовых температур способны достичь значений внутрипоровых давлений, достаточных для формирования критических геомеханических напряжений, обеспечивающих формирование области массивной трещиноватости. Масштаб плотности ГК в потоке 450-500 кг/м³ приведен на фиг. 1.

Установка (фиг. 2) содержит буферную емкость 1 с ПБТ смесью (рабочее давление до 2 МПа), которая подключена к насосу высокого давления 2 (24-35 МПа) с системой охлаждения 3. Система охлаждения работает при низких температурах окружающей среды по схеме аппарата воздушного охлаждения, при умеренных и высоких температурах - по холодильному циклу с использованием в качестве хладагента ПБТ конденсата. Поток природного или попутного нефтяного газа (ПГ/ПНГ) отбирают от локальных источников с минимальной предварительной подготовкой на узле подготовки сырьевого газа (УПСГ) 4 в виде осушки от водяного конденсата. Поток ПГ/ПНГ поступает на компрессор 5, проходит через аппарат воздушного охлаждения (АВО) 6 и подается на узел смешения 7, где смешивается с потоком ПБТ конденсата высокого давления. Мобильный азотогенерирующий блок 8 обеспечивает поток азота высокого давления 24-35 МПа (ВД) для впрыска в узел смешения 9, где образуется ГК с заданным соотношением компонент, а также вспомогательный поток низкого давления до 2 МПа (НД), с целью продувки и заполнения технологического оборудования в процессе проведения операций. Таким образом, в установке одновременно формируют три потока. Управление потоками осуществляют посредством установленного на каждой линии перед соответствующим узлом смешения устройства управления потоком 10, состоящим из стандартных элементов: электромагнитный регулировочный клапан, ПИД-регулятор и контроллер системы управления.

Примеры реализации способа

Пример 1

Подготовка скважины под закачку ГК для стимуляции ПЗП скважины включает все необходимые операции перед проведением известных типов ГТМ, в том числе спуск колонны НКТ с пакерной компоновкой, рассчитанных на противостояние высоким давлениям на забое в процессе проведения стимуляции. Осуществляют формирование ГК в соответствии с описанной выше работой установки (фиг. 2). При этом обеспечивают заданные расходы компонентов, а также скорость и объем закачки для охвата зоной реакции целевой области ПЗП скважины. В процессе транспорта на забой ГК испытывает естественный разогрев за счет теплообмена через затрубное пространство колонны НКТ с горными породами. Для всех геологических пластов с температурой +60°С и выше оптимальная температура ГК на забое находится в интервале (+20°С, +30°С). Данный уровень обеспечивает достаточный температурный контраст для достижения термомеханического эффекта при контакте с горными породами, кроме того, данные температуры минимизируют риски гидратообразования при контакте с пластовыми водами в призабойной зоне при всех значимых уровнях давлений. По необходимости могут быть использованы гибкие НКТ с меньшим диаметром и дополнительной теплоизоляцией. Скорость и объем закачки рассчитывают из фактических теплофизических свойств целевого продуктивного интервала и расчетного эффекта достижения критических термомеханических напряжений.

Пример 2

Перед процессом закачки ГК осуществляют заполнение колонны НКТ буферным азотом высокого давления, далее переключают процесс на закачку в НКТ и призабойную зону ПБТ смеси с целью создания максимального забойного давления в начальный период закачки, достижения максимальной флюидальной проводимости ПЗП и последующих темпов закачки ГК. Затем формируют ГК по аналогии с примером 1 и осуществляют ее закачку для стимуляции скважины.

Проведен расчет для эффективной проницаемой толщины продуктивного интервала Н_эфф=10 м и эффективной пористости породы 10%. Охват охлажденным фронтом ГК ПЗП радиусом R_охв=5 м достигается при объеме прокачки в пластовых условиях порядка 1000 м³. При этом температурный фронт [+20°С, +30°С] ГК продвигается на заданное расстояние R_охв в объеме горных пород. В зависимости от фактической приемистости скважины по компонентам ГК время закачки может занять от нескольких часов до суток. По окончании закачки заданного объема ГК скважину закрывают на реакцию.

Для повышения эффективности и безопасности при проведении операции в качестве финальной оторочки может закачиваться пачка технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Время реакции ПЗП скважины рассчитывают перед проведением технологической операции по специальным шаблонам, контрольные параметры давления и температуры на устье и забое скважины по системе телеметрии поступают в центр управления технологической операцией.

Процесс газовой стимуляции ПЗП скважины достигает своей главной цели в процессе разогрева ПЗП до исходной пластовой температуры. При этом развивается внутрипоровое давление, сопоставимое с пределом прочности горных пород. Для количественной оценки эффекта используется баротермический коэффициент dP/dT=(МПа/К) изменения давления при изменении температуры и фиксированном объеме. Характерная величина баротермического коэффициента порядка 1 МПа/К развивается в объеме горных пород при достижении закритической температуры ГК с учетом объемно-взвешенного отношения коэффициента теплового расширения горной породы, насыщенной газовым конденсатом, и сжимаемости среды. При этом прирост давления в процессе разогрева достигает 30 МПа и более, что вполне достаточно для достижения критических внутрипоровых давлений 45-75 МПа. Это приводит к формированию области массивной трещиноватости ПЗП скважины, обеспечивающей ее эффективную стимуляцию.

Простейшие оценки повышения продуктивности скважины проводят по формуле Дюпюи для радиального притока. При эффективном значении скина S=0, ожидаемый коэффициент увеличения продуктивности равен 1.5-2. Если значение скин-фактора принимает отрицательные значения, ожидаемый эффект растет кратно, вследствие эффекта синергии фильтрационных каналов ОМТ ПЗП и системы природных трещин и перфорационных каналов значительной протяженности.

Для карбонатных пластов применяют закачку ГК в комбинации с кислотной обработкой ПЗП, по аналогии с кислотным ГРП. С этой целью в поток ГК впрыскивают соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем, таким, как одноатомные спирты.

Таким образом, предложенное изобретение ГазТРП позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает не просто в качестве экологически привлекательной альтернативы, но и как современный высокотехнологичный конкурент хорошо зарекомендовавшим себя традиционным методам стимуляции скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую ПБТ смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции T₁ меньше критической и давления закачки Р₁ больше критического. Возможно перед закачкой газовой композиции прокачивать через колонну НКТ буферный азот или ПБТ смесь для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта. Дополнительно в качестве финальной оторочки возможна закачка в скважину пачки технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем. Изобретение позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает как современный высокотехнологичный конкурент традиционным методам стимуляции скважин. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения и давления закачки более критического давления данной композиции.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб азот под давлением до 35 мПа, для создания буферной зоны.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газовой композиции предварительно прокачивают через колонну насосно-компрессорных труб пропан-бутановую смесь с заполнением объема призабойной зоны для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в качестве финальной оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны насосно-компрессорных труб.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем.