Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта



Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта
Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта

 


Владельцы патента RU 2460875:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности способа и его упрощение. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. Нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК. После этого разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 метра ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по аналитическому выражению. Герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин. После этого оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента. В качестве этого агента применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту. Объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч. Затем извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию. 3 пр., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта с подошвенной водой.

Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК 8 Е21В 43/22, 43/27, опуб. в бюл. №7 от 10.03.2010), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, при этом указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи;

- во-вторых, сложный технологический процесс изоляции обводненных карбонатных коллекторов, причем лишь точное соблюдение указанных концентраций, давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести качественную водоизоляцию.

Наиболее близким является способ гидроразрыва пласта (патент RU №2170818, МПК 8 Е21В 43/26, опуб. в бюл. №20 от 20.07.2001), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы и ниже них спускают гибкие трубы до нижних дыр интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, гидроразрыв пласта осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей мощности от подошвенной воды до кровли и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;

- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают гибкую трубу (ГТ) и на проведение этой операции затрачивается определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по гибкой трубе подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;

- в-третьих, колонна НКТ должна иметь большой диаметр, так как для прокачки жидкости-песконосителя используется кольцевое пространство между колоннами НКТ и ГТ, поэтому перед проведением ГРП необходимо совершать дополнительные спускоподьемные операции по замене эксплуатационной колонны НКТ;

- в-четвертых, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.

Задачами изобретения являются упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва карбонатного пласта без привлечения дорогостоящего оборудования и исключение проведения дополнительных спускоподъемных операций по замене эксплуатационных НКТ на колонну НКТ большего диаметра, а также повышение эффективности проведения ГРП в карбонатных породах за счет проведения сначала водоизоляции подошвенных вод, а затем гидроразрыва продуктивной части карбонатного пласта с образованием высокопроницаемых трещин в карбонатном пласте и с возможностью исключения обводнения скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта.

Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой.

Новым является то, что нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле

Vг=k·hп,

где Vг - объем жидкости разрыва, м3;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;

hп - толщина продуктивной части пласта, м,

герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.

На фиг.1 изображен процесс водоизоляции подошвенной части пласта.

На фиг.2 изображен процесс проведения ГРП в продуктивной части карбонатного пласта: 1 - добывающая скважина; 2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 3 - пакер; 4 - призабойная зона; 5 - карбонатный пласт; 5' - кровля карбонатного пласта 5; 6 - колонна гибких труб (ГТ); 7 - нижний конец колонны НКТ 2; 8 - межколонное пространство; 9 - нижний конец колонны ГТ 7; 10 - уровень ВНК; 11 - забой; 12 - цементная заливка; 13 - интервалы перфорации; 14 - трещины.

При эксплуатации карбонатных пластов для увеличения притока нефти в скважины используются различные виды обработки: солянокислотные, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные и другие. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции до 20-50% и более эффективность этих обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что после изоляции подошвенной части пласта закачкой жидкости гидроразрыва в карбонатном пласте создают трещины, после чего производят многократное поочередное воздействие жидкостью разрыва и расклинивающим агентом - кислотой на карбонатный пласт, причем жидкость разрыва создает и расширяет (увеличивает геометрические размеры) трещины, а кислота с каждым циклом закачки гелеобразной жидкости разрыва проникает все глубже в пласт и там реагирует и растворяет карбонатную породу пласта. Особо важную роль пластовое давление играет в отложениях нижнего и среднего карбона, где отсутствуют надежные, ограничивающие рост высоты трещины, глинистые пласты. Близость водоносных пластов увеличивает риск обводнения скважин после гидроразрыва.

Для проведения ГРП с применением данного способа на месторождениях Татарстана подходят карбонатные пласты башкирского яруса и верейского горизонта, а также турнейского яруса, имеющие подошвенную воду.

Предложенный способ гидравлического разрыва карбонатного пласта осуществляется следующим образом.

При разработке залежи (на фиг.1 и 2 не показано) добывающую скважину 1 (см. фиг.1) оснащают эксплуатационным оборудованием, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, колонной НКТ диаметром 73 мм, пакером 3 и вставным глубинным штанговым насосом (на фиг.1 и 2 не показано). В процессе разработки дебит снижается, при этом добываемая продукция сильно обводняется и дальнейшая работа данной добывающей скважины 1 становится нерентабельной. Это происходит из-за снижения проницаемости призабойной зоны 4 карбонатного пласта 5 и прорыва подошвенной воды в добывающую скважину 1.

С целью изоляции воды, интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи осуществляют гидравлический разрыв карбонатного пласта.

В колонну НКТ 2 с пакером 3, находящимся в добывающей скважине 1, спускают колонну гибких труб (ГТ) 6, например, диаметром 45 мм ниже нижнего конца 7 НКТ 2, при этом пакер 3 герметизирует межколонное пространство 8 добывающей скважины 1 при проведении дальнейших технологических операций. Нижний конец 9 ГТ 6 спускают до уровня водонефтяного контакта (ВНК) 10, герметизируют (например, с помощью превентора или шлюза) пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 на устье (на фиг.1 и 2 не показано) добывающей скважины 1, закачкой водоизолирующего цемента по колонне ГТ 6 в количестве, достаточном для заполнения пространства между забоем 11 и уровнем ВНК 10, для изоляции подошвенной воды в карбонатном пласте заливкой скважины от забоя 11 до уровня ВНК 10, т.е. обводнившейся части карбонатного пласта 5, например высота подошвенной воды (hв) в карбонатном пласте 5 составляет 4 м, а включая цементную заливку 12 скважины 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10, например 8 м.

Закачку водоизолирующего цемента производят, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. Далее разгерметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 на устье добывающей скважины 1 и приподнимают колонну ГТ 6 так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли 5' карбонатного пласта 5.

Определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:

где Vг - объем жидкости разрыва, м3;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;

hп - толщина продуктивной части пласта 5, м.

Далее герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин. Оставшийся объем жидкости разрыва закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.

Опытно-промысловые работы по гидравлическому разрыву проводились в карбонатных пластах с толщиной продуктивной части, равной 10-30 м. При этом объем первой порции жидкости разрыва (техническое название - буферная жидкость) составлял от 20 до 80% от общего объема жидкости разрыва. Закачку жидкости разрыва производили под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин.

Опытным путем было установлено, что наибольший эффект был получен при закачке первой порции жидкости разрыва - буферной жидкости в объеме, равном 60-70% от общего объема жидкости разрыва, при давлении не более 25 МПа и скорости не более 2 м3/мин, с последующей закачкой оставшегося объема жидкости разрыва в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяли 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяли в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки.

В качестве жидкости разрыва применяют известные составы, например гелеобразные жидкости разрыва, разработанные ЗАО «Химекоганг», 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 и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте №2043491, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г.

По предлагаемому способу закачку жидкости разрыва и кислоты производят, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва в объеме, равном 60-70% от общего объема жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.

После этого оставшийся объем жидкости разрыва закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.

В качестве расклинивающего агента применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, выпускаемую фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г.Чебоксары, Россия), объем закачки которой определяют в зависимости от толщины (hп) продуктивной части карбонатного пласта 5, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки.

По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1-2 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.

Пример 1.

Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=10 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.

Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:

Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·10 м=15 м3.

Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=15 м3.

При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=10 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=15 м3, объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 60% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=60% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(60%·15 м3)/100%=9 м3.

Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=9 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).

После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=15 м3-9 м3=6 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в три цикла, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.

Например, закачка в три цикла, тогда в каждом из трех циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=6 м3/3=2 м3 и исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 10 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=10 м·0,2 м3·3 цикла=6 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=6 м3/3 цикла=2 м3.

Далее чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в три цикла производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=2 м3 и расклинивающего агента Vкi=2 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.

Пример 2.

Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=30 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.

Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:

Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·30 м=45 м3.

Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=45 м3.

При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=30 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=45 м3, объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 70% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=70% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(70%·45 м3)/100%=31,5 м3.

Закачку жидкости разрыва и кислоты производят, как описано выше, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.

Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=31,5 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).

После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=45 м3 - 31,5 м3=13,5 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в четыре цикла, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.

Например, в каждом из четырех циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=13,5 м3/4=3,375 м3 и исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 30 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=30 м·0,2 м3·4 цикла=24 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=24 м3/4 цикла=6 м3.

Далее, чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в четыре цикла производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=3,375 м3 и расклинивающего агента Vкi=6 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 2 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.

Пример 3.

Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=20 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.

Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:

Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·20 м=30 м3.

Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=30 м3.

При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=20 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=30 м3 объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 65% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=65% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(65%·30 м3)/100%=19,5 м3.

Закачку жидкости разрыва и кислоты производят, как описано выше, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.

Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=19,5 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).

После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=30 м3 - 19,5 м3=10,5 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в пять циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.

Например, в каждом из пяти циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=10,5 м3/5=2,1 м3 и, исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 20 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=20 м·0,2 м3·5 циклов=20 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=20 м3/5 циклов=4 м3.

Далее, чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в пять циклов производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=2,1 м3 и расклинивающего агента Vкi=4 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ, водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1,5 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.

Применение предложенного способа в сравнении с прототипом позволяет:

- во-первых, простой технологический процесс осуществления способа и невысокое давление - (до 20 МПа) при проведении гидроразрыва пласта в карбонатных породах позволяют не привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления, при этом для проведения процесса ГРП в карбонатных породах достаточен один насосный агрегат ЦА-320, кроме того, исключается проведение дополнительных спуско-подъемных операций по замене эксплуатационных НКТ на колонну НКТ большего диаметра. Все это в целом позволяет сократить финансовые и материальные затраты на осуществление ГРП;

- во-вторых, повысить эффективность проведения ГРП в карбонатных породах за счет проведения сначала водоизоляции подошвенных вод карбонатного пласта, а затем гидроразрыва продуктивной части карбонатного пласта с образованием высокопроницаемых трещин в карбонатном пласте, что исключает обводнение скважин при последующей эксплуатации карбонатного пласта.

Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой, отличающийся тем, что нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:
Vг=k·hп,
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;
hп - толщина продуктивной части пласта, м,
герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, используется для разрыва пласта и обработки призабойной зоны пласта нагретыми газами, образующимися при сгорании жидкого горюче-окислительного состава - ГОС.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к области гидравлического разрыва в малопроницаемых пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях. .

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, для гидроразрыва низкопроницаемых пластов и песчаников, содержащих прослои глин.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, в частности к газогенераторам для нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива
Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для увеличения дебита нефти продуктивных и приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в карбонатных породах

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов

Изобретение относится к области гидравлического разрыва в подземных пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях

Изобретение относится к области технических средств защиты кольцевого затрубного пространства скважины, ведущего на поверхность, от давления, превышающего предельные давления колонны труб или противовыбросовых превенторов при обработке призабойной зоны пласта и, в частности, во время проведения гидравлического разрыва пласта
Наверх