Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта



 


Владельцы патента RU 2509883:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах. В способе гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающем перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - КНКТ с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину КНКТ, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном объему спущенной в скважину КНКТ плюс 0,2 м3. Технический результат - повышение эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальто-смолистые отложения, упрощение способа и защита эксплуатационной колонны. 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

Известен способ гидроразрыва пластов в скважинах (патент RU №2219335, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.12.2003 г.), включающий спуск заливочной колонны труб в зону гидроразрыва, вытеснение газом скважинной жидкости из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства. По способу помещают в заливочную колонну разделительную пробку, закачивают жидкость разрыва в заливочную колонну совместно с расклинивающим агентом, закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q2, определяемым из соотношения:

Q 2 = Q 1 S 2 S 1 ,

где Q2 - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;

Q1 - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;

S2 - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины;

S1 - площадь проходного сечения колонны.

Затем осуществляют герметизацию заколонного пространства скважины на устье после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность осуществления технологического процесса, связанная с необходимостью закачки инертного газа, причем газ и жидкость закачиваются раздельно с использованием разделительной пробки;

- во-вторых, незащищенность эксплуатационной колонны от вредного воздействия высоких давлений при осуществлении технологического процесса, обусловленная отсутствием пакера.

Также известен способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта (патент RU №2460876, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 г., бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачивание жидкости разрыва насосным агрегатом по нагнетательной линии в колонну НКТ, формирование перепадов давления между затрубным пространством, призабойной зоной и полостью колонны НКТ путем периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся волны движения массы жидкости. Причем перед спуском колонны НКТ в скважину на ее нижнем конце размещают генератор импульсов, а выше - пакер, причем ниже пакера, но выше генератора импульсов в составе колонны НКТ устанавливают сбивной клапан, затрубное пространство скважины герметизируют пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, на устье нагнетательной линии скважины с целью защиты насосного агрегата от скачков высокого давления устанавливают компенсатор гидропульсаций, гидравлический разрыв пласта производят импульсной закачкой жидкости разрыва под давлением, превышающим давление раскрытия трещин на 20-25% в течение 20-30 мин, после чего производят закачку в импульсном режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 10-15%-ный раствор соляной кислоты в количестве, равном 1,3-2 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м3, после чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, разрушают сбивной клапан и производят освоение скважины свабированием по колонне НКТ, после чего производят распакеровку пакера и извлекают колонну НКТ из скважины.

Недостатками данного способа являются низкая технологическая эффективность способа, связанная с неконтролируемым развитием трещин гидроразрыва из-за повышенных гидропульсаций жидкости на забое, а также опасность прорыва создаваемых трещин гидроразрыва в водоносную часть пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2455478, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.07.2012 г., бюл. №19), включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, заполнение скважины технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, удаление продуктов реакции кислоты с породой, снятие пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Недостатком данного изобретения является низкая эффективность способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальтено-смолистые парафиновые отложения (АСПО).

Задачами изобретения являются:

- повышение технологической эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые АСПО;

- защита эксплуатационной колонны от вредных воздействий высоких давлений в процессе закачки жидкости гидроразрыва;

- упрощение технологического процесса проведения гидравлического разрыва карбонатного пласта.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты.

Новым является то, что гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость -техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м3.

Сущность способа заключается в комплексном воздействии на карбонатный пласт гидромеханическим, химическим и тепловым методами. Сначала карбонатный пласт подвергают гидравлическому разрыву с закреплением созданной трещины расклинивающим агентом, в качестве которого используют металлические сферы, изготовленные из металла магния, фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш.

Затем в созданную и закрепленную трещину гидроразрыва закачивают соляную кислоту, например кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан). Соляная кислота вступает в реакцию с расклинивающим агентом (магнием) и породой пласта. При контакте соляной кислоты с магнием возникает термохимическая реакция с выделением тепла: 2HCl+Mg=MgCl22+Т°, кроме того, соляная кислота растворяет породы карбонатного пласта. В результате данного воздействия кислота, двигаясь по созданной трещине гидроразрыва, проникает вглубь карбонатного пласта и растворяет дальние невыработанные зоны пласта. А выделившаяся в результате реакции соляной кислоты с магнием тепловая энергия разогревает призабойную зону пласта (ПЗП), что способствует разжижению нефти и АСПО.

Расклинивающий агент в виде металлических сфер изготавливается из магнезитовых каустических порошков следующих марок: МПК-90, МПК-87, МПК-83 по ГОСТ 1216-87 путем их спекания.

Выбор фракционного состава расклинивающего агента зависит от геомеханических свойств карбонатного пласта. Опытным путем было установлено, что в карбонатных пластах с высокими значениями модуля Юнга - свыше 50000 МПа - целесообразно применять расклинивающий агент мелкой фракции - 20/40 меш, в карбонатных пластах со средними значениями модуля Юнга - от 25000 до 50000 МПа - 16/20 меш, в карбонатных пластах с низкими значениями модуля Юнга - до 25000 МПа - 12/18 меш.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Производят перфорацию стенок скважины в необходимом интервале каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины.

Далее в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) марки "К" или "Е" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спускают пакер (например, пакер с механической осевой установкой ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМО3-ЯГ2(Ф), производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан). Путем осевых перемещений колонны НКТ устанавливают пакер выше интервала перфорации, тем самым герметизируют заколонное пространство, защищая его от воздействия высоких давлений в процессе проведения гидравлического разрыва пласта.

Устье скважины оборудуют краном высокого давления, расставляют технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединяют узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химеко-ГАНГ», 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 разрыва описан в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.

Гидравлический разрыв осуществляют последовательно в несколько этапов.

На первом этапе для создания первоначальной трещины гидроразрыва закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3.

Непосредственно сразу за первым этапом следует второй этап, в котором закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, причем металлические сферы изготовлены из металла магния (Mg), причем расклинивающий агент закачивают с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва.

Опытным путем было установлено что общее количество закачиваемого расклинивающего агента на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта должно быть не менее 3000 кг. Причем закачивать расклинивающий агент необходимо порционно с постепенным увеличением концентрации его в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва. Начальная концентрация должна составлять не менее 200 кг/м3, конечная не более 900-1000 кг/м3.

Непосредственно сразу за вторым этапом следует третий этап, в котором закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ.

Непосредственно сразу за третьим этапом следует четвертый этап, в котором закачивают кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва.

Непосредственно сразу за четвертым этапом следует пятый этап, в котором закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м3.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (магнием), извлекают колонну НКТ с пакером из скважины, спускают технологические НКТ диаметром 73 мм и производят освоение пласта любым известным способом.

После освоения карбонатного пласта и получения стабильного притока в скважину спускают насос и запускают в работу.

Примеры практического выполнения способа.

Пример 1.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, 3,5 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м, низ - 1643,5 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 67000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский, Республика Башкортостан) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м3. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по следующей формуле:

где М - общая масса закачиваемого расклинивающего агента, кг;

Смин - минимальная концентрация расклинивающего агента, кг/м3;

Смакс - максимальная концентрация расклинивающего агента, кг/м3;

η - эффективность гелеобразной жидкости разрыва.

Эффективность гелеобразной жидкости разрыва - это отношение объема созданной трещины гидроразрыва к общему закачанному объему гелеобразной жидкости разрыва. Исходя из промыслового опыта проведения гидроразрыва, эффективность гелеобразной жидкости разрыва составляет η=0,43.

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва. Толщина карбонатного пласта 3,5 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 10500 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 10500 кг.

Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м3 максимальную концентрацию 900 кг/м3.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

V i = 11000 200 + 900 1,43 0,43 33  м 2 .

Исходя из условия объем буфера Vбуф должен быть не менее 6 м3. Приняли объем буфера равным 6 м3. Следовательно, Vраскл.агент=Vi-Vбуф=32-6=26 м3.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 6 м3.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния фракционным составом 20/40 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 100 кг/м3 и заканчивая 300 кг/м3, а именно:

- последовательно закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1000 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 250 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2250 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 320 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 3850 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 400 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 5850 кг. Затем закачали 3 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 650 кг/м, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 7800 кг. Затем закачали 3 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 900 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 10500 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,6 Vi=19,2 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ плюс 0,2 м3, т.е. 7,6 м3.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 29,5 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

Пример 2.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, 4 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м, низ - 1644 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 32000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, РБ) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м3. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по формуле (1).

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва. Толщина карбонатного пласта 4 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 12000 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 12000 кг. Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м3, максимальную концентрацию 900 кг/м3.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

V i = 12000 200 + 900 1,43 0,43 36  м 2 .

Исходя из условия объем буфера Vбуф должен составлять не менее 6 м3. Приняли минимальный объем равным 7 м3. Следовательно, Vраскл.агент=Vi-Vбуф=36-7=29 м3.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 7 м3.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния, фракционным составом 16/20 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 200 кг/м3 и заканчивая 900 кг/м3, а именно:

- последовательно закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1000 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 240 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2200 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом также с концентрацией 300 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 3700 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 540 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6400 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 400 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 8400 кг. Затем закачали 4 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 900 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 12000 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м3.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,7 Vi=25,2 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м3, т.е. 7,6 м3.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 31 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

Пример 3.

Толщина карбонатного пласта, в котором предполагается проведение гидравлического разрыва, - 5 м. Глубина залегания карбонатного пласта: верх - 1640 м низ - 1643,5 м. Модуль Юнга для данного карбонатного пласта составляет 17000 МПа.

С целью предотвращения возникновения осложнений при прохождении расклинивающего агента через интервал перфорации, а именно возникновения больших гидравлических сопротивлений и забивания расклинивающим агентом существующих перфорационных отверстий, произвели перфорацию карбонатного пласта кумулятивными зарядами ЗПКО 89 по ТУ 84-7513607.020-2001 (производства ФКП «Чапаевский механический завод», г.Чапаевск, Российская Федерация).

Далее в скважину на НКТ марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) (производства ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан) с механической осевой установкой.

Путем осевых перемещений колонны НКТ установили пакер выше интервала перфорации на глубине 1635 м. При этом внутренний объем спущенной в скважину колонны НКТ составил 7,4 м. Объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3.

Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями.

Объем гелеобразной жидкости разрыва рассчитали исходя из эффективности гелеобразной жидкости разрыва, начальной и конечной концентраций и общей массы закачиваемого расклинивающего агента по формуле (1).

Исходные данные для расчета общего объема гелеобразной жидкости разрыва.

Толщина карбонатного пласта 5 м. Следовательно, общая масса закачиваемого расклинивающего агента М, исходя из условия 3000 кг на 1 м вскрытой толщины карбонатного пласта, должна быть не менее 15000 кг. Приняли общую массу расклинивающего агента 15000 кг. Исходя из промыслового опыта приняли минимальную концентрацию закачки расклинивающего агента в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва 200 кг/м3, максимальную концентрацию 1000 кг/м3.

По формуле (1) определили общий объем гелеобразной жидкости разрыва:

V i = 15000 200 + 1000 1,43 0,43 42  м 2 .

Исходя из условия объем буфера Vбуф должен составлять не менее 6 м3. Приняли минимальный объем буфера равным 10 м3. Следовательно Vраскл.агент=Vi-Vбуф=42-10=32 м3.

Процесс гидравлического разрыва карбонатного пласта провели в следующей последовательности.

На первом этапе для инициирования развития трещины гидроразрыва закачали буфер - гелеобразную жидкость разрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 10 м3.

На втором этапе последовательно закачивали порции гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом, в качестве которого применяли металлические сферы, изготовленные из магния, фракционным составом 12/18 меш, при этом постепенно увеличивали концентрацию расклинивающего агента в смеси, начиная с 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, а именно:

- последовательно закачали 7 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 200 кг/м3, следовательно, количество закачанного расклинивающего агента составило 1400 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 250 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 2650 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 280 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 4050 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 500 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6550 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 690 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента составило 6550 кг. Затем закачали 5 м3 гелеобразной жидкости разрыва в смеси с расклинивающим агентом с концентрацией 1000 кг/м3, следовательно, накопленное количество закачанного расклинивающего агента достигло принятой величины - 15000 кг.

На третьем этапе с целью продавки гелеобразной жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом в карбонатный пласт закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме 7,4 м.

На четвертом этапе закачали кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик», г.Стерлитамак, Республика Башкортостан) в объеме 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, а именно 0,65- Vi=27,3 м.

На пятом этапе закачали продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны НКТ, плюс 0,2 м3, т.е. 7,6 м3.

Среднее давление закачки на устье скважины при проведении всего процесса гидравлического разрыва составило 29,5 МПа.

После выдержки технологической паузы, необходимой для спада давления и полного реагирования соляной кислоты с породой пласта и расклинивающим агентом (металлическими сферами, изготовленными из магния), извлекли колонну НКТ с пакером из скважины, спустили технологические НКТ диаметром 73 мм и произвели освоение пласта свабированием по колонне НКТ.

После освоения карбонатного пласта и получения стабильного притока в скважину спустили насос 25-175-ТНМ-14-4-2-2 производства ОАО «Ижевский завод нефтяного машиностроения» и запустили в работу.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить технологическую эффективность процесса гидроразрыва карбонатного пласта, содержащего труднорастворимые АСПО, за счет термохимической реакции взаимодействия соляной кислоты и расклинивающего агента,изготовленного из магния. Простой и надежный алгоритм расчета объемов используемой жидкости позволяет упростить технологический процесс проведения гидравлического разрыва карбонатного пласта.

Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, отличающийся тем, что гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны АСПО и мехпримесями.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.
Наверх