Способ гидроразрыва пласта с применением комплекса "химеко"

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа. Технический результат - повышение эффекта интенсификации притока продукции из пласта за счет снижения потерь энергии заряда, повышения безопасности работ и увеличения эффекта устойчивого дренирования пласта во времени. Способ гидроразрыва пласта, включающий помещение в интервал скважины на глубине планируемого гидроразрыва и выше него водного геля комплекса «Химеко-В» с зернистым прочным веществом фракции 0,4-0,8 мм во взвешенном состоянии, помещение в скважине выше упомянутого водного геля технологической жидкости плотностью 1,8-2,0 г/см³, снижение уровня скважинной жидкости до отметки 150-190 м от устья скважины, герметизацию устья скважины с возможностью дросселирования потока жидкости и создание трещин в пласте водным гелем комплекса «Химеко-В» с помощью энергии, выделяемой при горении заряда, который помещают в зоне водного геля комплекса «Химеко-В» и против геологических разностей пород пласта и/или их нарушений, при этом общий объем водного геля комплекса «Химеко-В» принимают из расчета 0,3-0,4 м³ на 1 погонный метр эффективной толщины пласта.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа.

Известен способ гидроразрыва пласта, включающий перфорацию стенок скважины и закачку в скважину водного геля комплекса «Химеко-В» порциями заданного объема под давлением с использованием проппанта (см., например, патент России №2358100, 10.06.2009).

Недостатками известного способа являются сложность технологии порционной закачки водного геля комплекса «Химеко-В» и необходимость применения дорогостоящего гидравлического оборудования высокого давления на устье скважины для осуществления собственно гидроразрыва.

Известен способ гидроразрыва пласта путем создания в нем трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине, порохового заряда (см., например, патент США №3422760, 1969). В этом случае исключается необходимость использования дорогостоящего гидравлического оборудования высокого давления.

Недостатком известного способа является кратковременность эффекта интенсификации притока продукции из пласта после операции гидроразрыва по причине значительной потери энергии заряда через ствол скважины и окружающий массив породы, что приводит к быстрому смыканию трещин.

Техническим результатом изобретения является повышение эффекта интенсификации притока продукции из пласта за счет повышения эффективности использования энергии заряда, повышения безопасности работ и увеличения эффекта устойчивого дренирования пласта во времени.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ гидроразрыва пласта, включающий помещение в интервал скважины на глубине планируемого гидроразрыва и выше него водного геля комплекса «Химеко-В» с зернистым прочным веществом фракции 0,4-0,8 мм во взвешенном состоянии, помещение в скважине выше упомянутого водного геля технологической жидкости плотностью 1,8-2,0 г/см³, снижение уровня скважинной жидкости до отметки 150-190 м от устья скважины, герметизацию устья скважины с возможностью дросселирования потока жидкости и создание трещин в пласте водным гелем комплекса «Химеко-В» с помощью энергии, выделяемой при горении заряда, который помещают в зоне водного геля комплекса «Химеко-В» и против геологических разностей пород пласта и/или их нарушений.

Сущность изобретения заключается в том, что горение заряда в зоне вязкой жидкости сопровождается излучением в эту жидкость плоской волны сжатия, распространяющейся примерно со скоростью звука в жидкости и приводящей в возмущение, в конечном итоге, всю скважинную жидкость. За время горения заряда, от долей секунды до нескольких секунд - в зависимости от типа заряда, его величины и системы инициирования горения, составной столб жидкости над зарядом в виде водного геля комплекса «Химеко-В» и технологической жидкости выполняет роль своебразного жидкого пакера. При большом объеме поступления сильно нагретых газов горения заряда в пласт в течение короткого времени создаются условия, достаточные для разрыва пласта или, по меньшей мере, раскрытия естественных геологических трещин. Одновременно с движением технологической жидкости и части водного геля комплекса «Химеко-В» вверх, которое ограничено свойствами этих жидкостей, необходимый объем водного геля под избыточным давлением проникает в пласт и, подобно «клину», создает или расширяет и углубляет естественные геологические трещины. В результате многократных отражений импульса энергии от геологических разностей пород пласта и/или их нарушений происходит более эффективное использование этой энергии в пласте, что способствует более эффективному образованию и/или раскрытию трещин. Зернистый материал для крепления трещин может быть использован в этом случае более крупной фракции, что увеличивает дренирующую способность пласта. При движении технологической жидкости по скважине часть этой энергии идет на сжатие воздуха между устьем и верхней границей технологической жидкости, что понижает опасность выброса технологической жидкости из скважины и снижает опасность разрушения обвязки устья скважины. В результате исследований технологической жидкости, в рамках данного изобретения, было установлено, что свойства технологической жидкости с плотностью 1,8-2,0 г/см³, содержащей утяжелитель - барит или гематит, или карбонат железа, или молотый чистый известняк - частицы неправильной формы, а также водного геля комплекса «Химеко-В» со своими зернистыми частицами, прочным веществом фракции 0,4-0,8 мм, обеспечивают неожиданное проявления качества усиления пакерующих свойств жидкости в стволе скважины. Объяснения полученного эффекта на настоящем этапе пока не найдено. Возможно во фронте быстро нарастающего давления, распространяющегося по жидкости, возникают дополнительные явления на многочисленных границах твердых частиц неправильной формы и жидкости с неньютоновскими свойствами, обеспечивающими иную динамику изменения структурных свойств жидкости на этих границах. Водный гель комплекса «Химеко-В» приготавливают с применением комплекса гелирующего «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98), который предназначен для получения полисахаридного водного геля для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи. В качестве жидкости для получения геля применяют пресную или пластовую, или минерализованную воду. В состав комплекса гелирующего «Химеко-В» входят:

гелеобразователь ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03) полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета;

поверхностно-активное вещество (ПАВ) - регулятор деструкции - (ТУ 2499-070-17197708-03) азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета;

боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03) боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета;

деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) неорганическое соединение, белый порошок.

Водный гель комплекса «Химеко-В» обладает высокой вязкостью, низкими фильтрационными утечками, высокой удерживающей способностью зернистого наполнителя.

В качестве зернистого вещества может быть принята, например, крепкая молотая (предпочтительно не скатанная) порода типа гранито-гнейсов, гранитов, гранито-гнейсов с интрузиями диоритов, гранитов биотитовых, диабазов, габбро-диабазов, кварцитов, песчаников кварцевых. Помол упомянутой крепкой породы осуществляют до фракции 0,4-0,8 мм. Необходимая фракция может быть получена также путем дробления кусков породы названного типа взрывом. В качестве зернистого вещества может быть использован также и песок. Необходимую фракцию песка обеспечивают с использованием сит. Кроме вышеперечисленного может быть использован также гранулированный алюмосиликат фракции 0,4-0,8 мм. В контакте именно с таким веществом водный гель комплекса «Химеко-В» проявляет неожиданную степень проявления неньютоновских свойств. При этом в трещинах интенсифицируемого гидроразрывом пласта зернистый материал обеспечивает максимально возможные дренирующие свойства.

В качестве технологической жидкости могут быть использованы, например:

1) буровой раствор стандартной плотности 1,2 г/см³ с нормированными добавками утяжелителя до необходимой плотности (1,8-2 г/см³);

2) тиксотропные полимерные рассолы (насыщенные растворы хлорида натрия и кальция), утяжеленные чистым молотым известняком, плотностью 1,8 г/см³;

3) тиксотропные полимерные рассолы (растворы хлорида и бромида кальция), утяжеленные гематитом, плотностью 1,8-2 г/см³.

Справедливость утверждений по вышеприведенному п.1 подтверждается существующей практикой (см., например, Мищевич В.И. и др. Справочник инженера по бурению, т.1, М.: Недра, с.348). Аналогичная практика существует и в отношении пп.2-3 (см., например, Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Обзорная информация, Серия «Нефтепромысловое дело», вып.19, Москва, ВНИИОЭНГ, 1989, с.29-38).

Заряд помещают против геологических разностей пород пласта или против зоны нарушений пород пласта, например трещин или кавернозности, или сдвигов, или надвигов тектонической природы. Возможен вариант размещения заряда против геологических разностей пород пласта и, одновременно, в зоне нарушений этих пород - в зоне трещин или кавернозности, или сдвигов, или надвигов тектонической природы.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину, например в зону перфорации обсадной колонны, спускают насосно-компрессорные трубы с установкой их нижнего конца на 5-10 м ниже интервала перфорации. С помощью цементировочного или другого агрегата приготавливают на устье скважины водный гель комплекса «Химеко-В» в соответствии с известной для него технологией. Выдерживают его в течение некоторого времени, например 1 час. Затем проверяют реологические свойства на предмет их стабильности. Затем в приготовленный водный гель вводят зернистый наполнитель, например тонкомолотую породу на основе кварца или гранита до фракции 0,4-0,8 мм, и перемешивают. Общий объем водного геля принимают из расчета 0,3-0,4 м³ на 1 пог. м эффективной толщины пласта. Приготовленную жидкость с использованием насосно-компрессорных труб и отдельной технологии помещают на глубине планируемого гидроразрыва и выше нее на 50-70 м. Затем насосно-компрессорные трубы приподнимают. Отмывают лишний объем вязкой жидкости и закачивают в скважину технологическую жидкость с плотностью 1,8-2,0 г/см³, приготовленную, например, на основе бурового раствора стандартной плотности 1,2 г/см³ с введением в него нормированного количества утяжелителя до необходимой плотности (см., например, Мищевич В.И. и др. Справочник инженера по бурению, т.1, М.: Недра, с.348). Затем насосно-компрессорные трубы из скважины извлекают. Устье скважины герметизируют - устанавливают лубрикатор и боковой отвод, оснащенный задвижкой с электроприводом. В скважину через лубрикатор спускают заряд, например пороховой генератор давления, в зону водного геля комплекса «Химеко-В». При этом заряд размещают таким образом, чтобы он находился против геологических разностей пород и/или нарушений их сплошности (против геологических разностей пород и/или против геологических разностей пород в зоне их трещиноватости или кавернозности, или сдвигов, или надвигов тектонической природы). Снижают уровень скважинной жидкости до отметки 150-190 м. Осуществляют инициирование горения заряда. Выделяющиеся газы высокого давления вызывают в пласте аномальные напряжения, которые, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой деформации породы пласта и появлению остаточных трещин и разуплотнений. Наличие отражающих границ в зоне гидроразрыва ведет к тому, что энергия газов достаточно продолжительное время, после прекращения горения, продолжает работать на расширение созданных трещин. Кроме того, разгрузка энергии через ствол скважины тоже снижена ввиду веса столба плотной жидкости, пакерующих свойств составного столба водного геля и технологической жидкости, а также наличия отражающей границы раздела «жидкость - воздух» в верхней части скважины. При этом часть энергии по стволу скважины затрачивается на сжатие воздуха в стволе скважины. Все это в целом увеличивает время работы энергии газов на расширение сети трещин. Возникает возможность использования зернистого материала достаточно крупной фракции для крепления созданных трещин. Все в целом способствует увеличению дренирующей способности созданных трещин на стадии эксплуатации скважины. С момента сжигания заряда контролируют давление на устье скважины. При его росте сверх допустимого значения задвижку на боковом отводе приоткрывают для дросселирования потока жидкости.

Конкретный пример реализации способа.

В скважину глубиной 1500 м в зону перфорации 1450-1470 м обсадной колонны диаметром 146 мм спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с установкой их нижнего конца на глубину 1475 м. С помощью смесителя и цементировочного агрегата ЦА-320 приготавливают на устье скважины водный гель комплекса «Химеко-В» по отработанной для него технологии в объеме 5 м³. Выдерживают его в течение 1 час. Затем в водный гель вводят гранулированный алюмосиликат фракции 0,4-0,8 мм в количестве 300 кг (из интервала возможных значений для зернистого прочного вещества 100-500 кг) и перемешивают. Приготовленную жидкость с использованием насосно-компрессорных труб помещают в скважине в интервале 1390-1475 м. Затем насосно-компрессорные трубы приподнимают до глубины 1400 м. Отмывают лишний объем водного геля и оставляют скважину на выдержку в течение 3 час. В качестве технологической жидкости используют стандартный буровой раствор плотности 1,2 г/см³. Проверяют реологические свойства этого раствора. Вязкость этого раствора должна быть не более 50 с, статическое напряжение сдвига - порядка 15-25 мгс/см², водоотдача - не более 10 см³. При необходимости реологические свойства доводят до кондиции с применением известных химических реагентов в зависимости от конкретного случая, что не требует дополнительных изобретений и является обычной процедурой для специалиста. В буровой раствор с необходимыми реологическим свойствами и плотностью 1,2 г/см³ вводят утяжелитель - барит в количестве 1,4 т на 1 м³ технологического раствора до получения его плотности 1,8 г/см³. Закачивают в скважину полученную технологическую жидкость с использованием насосно-компрессорных труб. Затем насосно-компрессорные трубы из скважины извлекают. Обвязывают устье скважины путем установки герметизирующего устьевого сальника - лубрикатора. Спускают заряд «ПГД-3» в зону водного геля комплекса «Химеко-В». При этом заряд размещают таким образом, чтобы он находился против геологических разностей пород в зоне их трещиноватости. В боковой отвод спускают шланг и снижают уровень скважинной жидкости до отметки 160 м от устья скважины. Извлекают шланг из скважины и на боковой отвод устанавливают задвижку с электроприводом. Осуществляют инициирование горения заряда. Выделяющиеся газы высокого давления вызывают в пласте аномальные напряжения, которые, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой деформации породы пласта и появлению остаточных трещин и разуплотнений. Наличие отражающих границ в зоне гидроразрыва ведет к тому, что энергия газов достаточно продолжительное время, после прекращения горения, продолжает работать на расширение созданных трещин. Контролируют давление на устье скважины и при его значении, приближающемся к величине 0,75 от допустимого внутреннего давления для обсадной колонны, задвижку дистанционно приоткрывают для дросселирования - стравливания избыточного давления до допустимой величины.

Способ гидроразрыва пласта, включающий помещение в интервал скважины на глубине планируемого гидроразрыва и выше него водного геля комплекса «Химеко-В» с зернистым прочным веществом фракции 0,4-0,8 мм во взвешенном состоянии, помещение в скважине выше упомянутого водного геля технологической жидкости плотностью 1,8-2,0 г/см³, снижение уровня скважинной жидкости до отметки 150-190 м от устья скважины, герметизацию устья скважины с возможностью дросселирования потока жидкости и создание трещин в пласте водным гелем комплекса «Химеко-В» с помощью энергии, выделяемой при горении заряда, который помещают в зоне водного геля комплекса «Химеко-В» и против геологических разностей пород пласта и/или их нарушений, при этом общий объем водного геля комплекса «Химеко-В» принимают из расчета 0,3-0,4 м³ на 1 погонный метр эффективной толщины пласта.