Способ проведения гидроразрыва пласта Российский патент 2024 года по МПК E21B43/27 C09K8/72 

[01] Область техники

[02] Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам проведения гидроразрыва нефтяного пласта (ГРП, гидравлический разрыв), и может применяться на месторождениях добычи жидких и газообразных полезных ископаемых.

[03] Уровень техники

[04] Гидроразрыв пласта - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Данный метод состоит в том, что в продуктивном пласте на больших глубинах создают трещины, облегчающие приток нефти из пласта в эксплуатационные скважины. Трещины образуются путем закачки в скважину рабочей жидкости (далее - жидкости разрыва) на основе гелей с высокой скоростью при давлении, превышающем горное давление. Сеть созданных трещин улучшает гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивает зону дренирования скважины. Как только развитие трещины началось, в жидкость разрыва добавляют расклинивающий материал (проппант), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей. Прежде чем начать добычу из скважины, необходимо удалить жидкость разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей. Если после размещения проппантной пачки полимер остается неразрушенным, то образуется сверхвязкая, трудноудаляемая гелеобразная масса, блокирующая не только пространство трещины, но и поровое пространство призабойной зоны. Восстановление фильтрации в трещине прямым образом влияет на достижение расчетных показателей от проведения операции гидроразрыва пласта. Одним из основных требований к жидкостям является разрушение жидкости разрыва до значения вязкости, сравнимого с вязкостью воды для последующей фильтрации геля из трещины. Однако входящие в состав деструкторы не всегда обеспечивают полное разрушение структур гелей. При неполной деструкции геля понижается относительная проницаемость трещины и остаточный гель может создавать препятствия на пути притока жидкостей, что может привести к существенной потере продуктивности скважины. Это обусловлено тем, что полимеры, входящие в их состав, могут образовывать различные плёнки и мембраны, которые химически связываются как с породой пласта, так и между собой.

[5] Таким образом, при проведении гидроразрыва пласта важно обеспечить как высокую проницаемость образующихся трещин, так и полное разрушение жидкости разрыва перед добычей пластового флюида.

[6] Наиболее близким аналогом изобретения является способ, описанный в заявке Канады СА2944214А1, 01.10.2015 г, согласно которому способ проведения гидроразрыва пласта включает предварительную обработку жидкости разрыва составом, содержащим пероксид водорода и нитрата аммония; введение обработанной жидкости разрыва в подземный пласт, проведение процесса гидроразрыва пласта.

[7] Недостатком указанного способа является то, что такой способ направлен только на понижение вязкости жидкости разрыва, но не воздействует на повышение проницаемости образованных в результате гидроразрыва трещин.

[8] Раскрытие сущности изобретения

[9] Технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является недостаточная эффективность существующих способов проведения гидроразрыва пласта.

[10] Технический результат изобретения заключается в повышении фильтрационно-емкостных характеристик образованных в результате гидроразрыва пласта трещин, что обеспечивает повышение проницаемости указанных трещин, при сохранении функции разрушения жидкости разрыва, а также в обеспечении пролонгированного эффекта от проведения гидроразрыва пласта.

[11] Под разрушением жидкости разрыва следует понимать разрушение указанной жидкости до значения вязкости, сравнимого с вязкостью воды.

[12] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ проведения гидроразрыва пласта включает закачку в скважину жидкости разрыва, проведение операции гидроразрыва, при этом дополнительно в скважину вводят водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации 2,5 - 15 мас.% в объеме, составляющем от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва.

[13] В частном случае реализации заявленного изобретения:

[14] - водный раствор пероксосольвата фторида аммония вводят до, после или во время закачки в скважину жидкости разрыва.

[015] - объем водного раствора пероксосольвата фторида аммония составляет от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва.

[016] Достижение указанного технического результата обусловлено следующим.

[017] В отличии от ближайшего аналога, где состав, которым обрабатывают жидкость разрыва, включает несколько действующих компонентов, таких как пероксид водорода и нитрат аммония, в заявленном способе использован водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации от 2,5 до 15,0 мас. %, который является комплексным соединением, содержащим в своем составе фторид аммония и стабилизированный пероксид водорода. При контакте водного раствора пероксосольвата фторида аммония с притрещинной зоной пласта выделяется пероксид водорода и плавиковая кислота (фтороводородная кислота), оказывающие разрушающее влияние на компоненты различных пород, образующих подземный пласт, что увеличивает емкость образованных трещин и их поровое пространство. При концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония менее 2,5 мас. % разрушение жидкости разрыва до уровня вязкости воды не достигается либо достигается за длительный период, составляющий более 5-ти суток, что не соответствует стандартным требованиям к проведению процесса гидроразрыва пласта на месторождениях. При концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония более 15,0 мас. % повышается риск осадкообразования, что негативно влияет на проницаемость образованных в результате гидроразрыва пласта трещин.

[018] Фторид аммония и пероксид водорода, входящие в состав указанного комплексного соединения, снижают вязкость полимерных соединений, что обеспечивает равномерное разрушение остатков жидкостей разрыва как на полисахаридной основе, так и на основе синтетических водорастворимых полимеров. Также указанные компоненты пероксосольвата фторида аммония предотвращают процесс образования мембранных пленок и нерастворимых полимерных сгустков в трещине, что обеспечивает пролонгированный эффект от гидроразрыва пласта.

[019] Помимо описанного выше, образованные в результате химической реакции введенного пероксосольвата фторида аммония фторид аммония и пероксид водорода оказывают диспергирующий и растворяющий эффект по отношению к различным породам, образующим пласт, что приводит к повышению фильтрационно-емкостных характеристик, образованных в результате гидроразрыва пласта трещин, следовательно, повышает их проницаемость.

[020] Краткое описание чертежей

[021] Изобретение поясняется чертежами, где:

[022] На фиг. 1 и фиг. 2 представлены результаты компьютерной томографии исследуемого образца до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением;

[023] На фиг. 3 и фиг. 4 представлены результаты компьютерной томографии исследуемого образца по изменению емкости продольной трещины до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением;

[024] На фиг. 5 представлена диаграмма распределения пор в зависимости от их размера и диаметра до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением.

[025] Осуществление изобретения

[026] Заявленный способ проведения гидроразрыва пласта может быть использован на различных месторождениях, представленных как карбонатными, так и терригенными породами, в том числе для низкопроницаемых коллекторов, представленных баженовской, пальяновской свитой, доманиковыми отложениями.

[027] Операцию гидроразрыва пласта осуществляют известным из уровня техники специалисту способом. Например, с помощью насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва со скоростью, превышающей скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости разрыва возрастает до тех пор, пока в породе не образуется трещина. Далее при необходимости, в зависимости от пластовых условий, в трещину вводят расклинивающий материал (проппант). Жидкость разрыва представляет собой, преимущественно, водный раствор полимеров или любые другие загущенные жидкости, используемые в качестве жидкости разрыва.

[028] Закачку водного раствора пероксосольвата фторида аммония в скважину осуществляют до, после или во время закачки жидкости разрыва любым известным в данной области специалисту способом, например, с использованием насосно-компрес-сорных труб.

[029] Для приготовления водного раствора пероксосольвата фторида аммония в концентрации от 2,5 до 15,0 мас. % пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д., или их смеси. Объем водного раствора пероксосольвата фторида аммония рассчитывают индивидуально в зависимости от пластовых условий и объема обрабатываемых трещин. Предпочтительно, объем вводимого в скважину водного раствора пероксосольвата фторида аммония составляет от 0,25 до 3,0 объема образованных в результате гидроразрыва трещин.

[030] За счет химической реакции между компонентами жидкости разрыва и водным раствором пероксосольвата фторида аммония снижается вязкость жидкости разрыва до значений вязкости воды, после чего скважину промывают водой и выводят продукты реакции. Дополнительных операций по удалению жидкости разрыва и дополнительного раствора не требуется.

[031] Для подтверждения описанных выше характеристик способа проведения гидроразрыва пласта по изобретению были проведены исследования по определению фильтрационно-емкостных свойств образцов низкопроницаемой горной породы, известной как баженовская свита, при различных давлениях.

[032] Подготовленный стандартный образец керна диаметром 3 см, насыщенный флюидом (керосин марки ТС-1), с механически созданной продольной трещиной и проложенной на всю длину образца лентой толщиной 0,2 мм, устанавливался в кернодержатель фильтрационной установки. Лента прокладывалась для имитации проппанта, во избежании схлопывания трещины, и образец помещался в термоусадочную пленку. Температура кер-нодержателя и рабочих емкостей приводилась близкой к пластовой.

[033] К кернодержателю подключалась линия подачи флюида и через образец керна осуществлялась фильтрация керосина. Керосин был выбран в качестве нейтральной углеводородной жидкости для моделирования добывающей скважины. Не прекращая нагнетания керосина, с помощью механического регулятора давления пластовое давление постепенно поднималось до значения 29,4 МПа. При этом постепенно и на опережение поднималось давление обжима на 2,5; 5 и 7,5 МПа. Замер проницаемости образца производился на трех разных давлениях обжима до обработки водным раствором пероксосольвата фторида аммония. Для стабилизации емкости трещины выдержка на каждом из давлений обжима была фиксированной и составляла 3 часа.

[034] После определения проницаемости до обработки реагентом в соответствии с заявленным способом образец извлекался из кернодержателя фильтрационной установки и производилась съемка образца на микротомографе (фиг. 1-3). После чего закачивался водный раствор пероксосольвата фторида аммония 2,5 мас. % в обратном направлении (для моделирования закачки из скважины в пласт) в пластовых условиях при давлении 2,5 МПа. При поддержании пластовых условий образец оставлялся в кернодержателе на 24 часа. По истечении указанного времени, сохраняя пластовые условия, менялась гидравлическая схема фильтрационной установки и вновь прокачивался флюид в первоначальном направлении (моделирование потока из пласта в скважину) при 3-х разных давлениях обжима и определялся коэффициент проницаемости (далее - К_пр). Описанные выше аналогичные испытания были проведены также при обработке образцов водным раствором пероксосоль-фата фторида аммония (далее - ПФА) с концентрацией 8,5 и 15,0 мас. % Результаты исследований представлены в таблице 1.

[036] После исследований на определение коэффициента проницаемости были проведены также исследования обработанного образца водным раствором ПФА концентрацией 8,5 мас. % методом компьютерной томографии. Результаты указанных исследований представлены в таблице 2. Представленные расчеты произведены в специализированном программном обеспечении (GeoDict), где оценены величины коэффициентов проницаемости и емкость образованных трещин, визуализирован их объем.

[038] Данные результаты также визуализированы и представлены на фиг. 1 и фиг. 2. На фиг. 3 и фиг. 4 представлены результаты изменения емкости продольной трещины исследуемого образца по результатам компьютерной томографии до и после обработки водным раствором ПФА 8,5%. На фиг. 5 представлена диаграмма распределения пор по размерам исследуемого образца до и после обработки водным раствором ПФА 8,5%.

[039] Анализ результатов сканирования образца породы методом рентгеновской компьютерной томографии, «до» и «после» воздействия на образец раствором ПФА 8,5 мас. % выявил увеличение емкостных характеристик исследуемого объекта до 63,2% (фиг. 1). Действие реагента положительно сказалось на росте коэффициентов емкости трещин и проницаемости. Данные по диаграмме распределения пор выявили положительное приращение объемной доли пор, распределенных по трещинной составляющей, а также их размеров.

[040] Анализ результатов исследований изменения фильтрационно-емкостных свойств образцов баженовской свиты при реализации заявленного способа показывает следующее:

[041] - повышение емкостных характеристик трещины исследуемого образца на 63,2% после обработки заявленным способом;

[042] - повышение коэффициента проницаемости образца, что свидетельствует об увеличении проницаемости продольной трещины,

[043] - положительное приращение объемной доли пор, распределенных по трещинной составляющей, а также их размеров по результатам данных по диаграмме распределения пор.

[044] Также были проведены испытания по разрушению жидкостей разрыва на основе полиакриламида и полисахарида. Блок-пачки жидкости разрыва представляли собой упругий гель, сохраняющий форму. Полученные блок-пачки для проведения испытаний были нарезаны в форме параллелепипедов. Подготовленные образцы блок-пачек помещали в герметичные полимерные емкости с крышкой. В эту же емкость наливали водные растворы ПФА различных концентраций. Объем указанного водного раствора был равен объему образца блок-пачки. Температура тестирования составляла 27°С. Разрушение блок-пачки регистрировали визуально. Блок-пачка считалась разрушенной, если весь образец был полностью дезинтегрирован в водной среде. Результаты данных испытаний представлены в таблице 3.

[046] Анализ результатов испытаний подтверждает способность заявленного способа к разрушению жидкости разрыва до уровня вязкости близкой к вязкости воды при концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония от 2,5 до 15,0 мас. %. При концентрации указанного раствора ниже 2,5 мас. % время разрушения жидкости разрыва составляет более 5-ти суток, что свидетельствует о неэффективности малых концентраций ПФА (ниже 2,5 мас. %).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться на месторождениях добычи жидких и газообразных полезных ископаемых. Технический результат - повышение фильтрационно-емкостных характеристик трещин, образованных в результате гидроразрыва пласта, повышение проницаемости указанных трещин, сохранение функции разрушения жидкости разрыва, обеспечение пролонгированного эффекта от проведения гидроразрыва пласта. В способе проведения гидроразрыва пласта, включающем закачку в скважину жидкости разрыва и проведение операции гидроразрыва, в скважину дополнительно вводят водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации 2,5-15,0 мас.% в объеме, составляющем от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва. Указанный водный раствор пероксосольвата фторида аммония вводят до, после или во время закачки в скважину жидкости разрыва. 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 3 табл.

1. Способ проведения гидроразрыва пласта, включающий закачку в скважину жидкости разрыва и проведение операции гидроразрыва, отличающийся тем, что в скважину дополнительно вводят водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации 2,5-15,0 мас.% в объеме, составляющем от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водный раствор пероксосольвата фторида аммония вводят до, после или во время закачки в скважину жидкости разрыва.