[1]Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти.
[2]Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2460875, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 г., бюл. №25), 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 ГТ, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. По способу 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. 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 (Vг), герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. 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. 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. Запускают скважину в эксплуатацию.
[3]Недостатками данного способа являются:
[4]- во-первых, низкая эффективность его реализации в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за высокой скорости реакции и малой дальности проникновения неотреагировавшей кислоты в пласт и образования стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
[5]- во-вторых, ограничение роста трещины в процессе гидравлического разрыва пласта из-за высоких потерь давления на трение в перфорационных отверстиях и наличия мелких конкурирующих трещин;
[6]- в-третьих, длительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в колонну НКТ колонны ГТ ниже нижнего конца НКТ, с герметизацией (разгерметизацией) пространства между колоннами НКТ и ГТ, перемещением колонны ГТ внутри колонны НКТ в процессе реализации способа;
[7]- в-четвертых, снижение коллекторских свойств призабойной зоны пласта вследствие выпадения нерастворимых осадков из продуктов реакции;
[8]- в-пятых, интенсивный износ применяемого оборудования вследствие образования хлорорганических соединений, приводящих к коррозии оборудования.
[9]Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) в скважине (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 колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва. Перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины. Суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле:
[11]где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;
[12]k - коэффициент перевода, м3/м (k=1,4-1,6);
[13]Нп - высота пласта, м,
[14]причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают 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 закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч. Удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
[16]- во-первых, ограничение роста трещины в процессе ГРП из-за высоких потерь давления на трение в перфорационных отверстиях и наличия мелких конкурирующих трещин;
[17]- во-вторых, низкая эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за высокой скорости реакции и малой дальности проникновения неотреагировавшей кислоты в пласт и образования стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
[18]- в-третьих, низкая производительность скважины после проведения ГРП, связанная с неполным выносом продуктов реакции из трещины и слабой проницаемостью полученной трещины ГРП;
[19]- в-четвертых, снижение коллекторских свойств призабойной зоны пласта после проведения ГРП вследствие выпадения нерастворимых осадков из продуктов реакции;
[20]- в-пятых, интенсивный износ применяемого оборудования при проведении ГРП вследствие образования хлорорганических соединений, приводящих к коррозии оборудования.
[21]Техническими задачами изобретения являются увеличение роста трещины в процессе ГРП, повышение эффективности реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти, повышение производительности скважины после проведения ГРП, сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта после проведения ГРП, снижение износа применяемого оборудования при проведении ГРП.
[22]Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.
[23]Новым является то, что закачивают гелеобразную жидкость разрыва с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в процессе закачки гелеобразной жидкости разрыва, далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла с увеличением порции закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м3 с каждым циклом, по окончании закачки последней порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают СО2 в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты, затем продавливают 2%-ный водный раствор KCl в объеме 1,1 от объема скважины, при этом в процессе ГРП все компоненты закачивают с одним значением расхода, останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч, ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин, удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
[24]Предлагаемый способ ГРП реализуют следующим образом.
[25]Осуществляют перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Далее в скважину, в зону ГРП, производят спуск колонны труб с пакером так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли пласта, подлежащего гидроразрыву, после чего герметизируют заколонное пространство, т.е. производят посадку проходного пакера любой известной конструкции, например пакера с механической осевой установкой любого производителя.
[26]Определяют объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:
[28]где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;
[29]k - коэффициент перевода, м3/м (k=1,4-1,6);
[30]Нп - высота пласта, м.
[31]Например, высота пласта Нп равна 5 м. Тогда, подставляя значение в формулу, получаем объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:
[32]Vг=1,4-1,6 м3/м⋅5 м=7-8 м3.
[33]Примем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва
[35]В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют известные сшитые или линейные гели, например, разработанные ЗАО «Химекоганг».
[36]Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009, бюл. №16. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть применение структурированной углеводородной гелеобразной композиции для ГРП, описанное в патенте №2043491 МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г., бюл. №25.
[37]После герметизации межтрубного пространства пакером по колонне труб в подпакерное пространство скважины производится закачка гелеобразной жидкости разрыва в объеме 8 м3 с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в гелеобразной жидкости в процессе закачки, например от 110 до 140 кг/м3, а именно:
[38]- 2 м3 гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 110 кг/м3:
[39]2 м3⋅110 кг/м3=220 кг;
[40]- 2 м3 гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 120 кг/м3:
[41]2 м3⋅120 кг/м3=240 кг;
[42]- 2 м3 гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 130 кг/м3:
[43]2 м3⋅130 кг/м3=260 кг;
[44]- 2 м3 гелеобразной жидкости разрыва с кварцевым песком в концентрации 140 кг/м3:
[45]2 м3⋅140 кг/м3=280 кг.
[46]Итого закачали (2 м3+2 м3+2 м3+2 м3)=8 м3 гелеобразной жидкости разрыва с (220 кг + 240 кг + 260 кг + 280 кг)=1000 кг = 1 т кварцевого песка.
[47]Закачка гелеобразной жидкости с кварцевым песком в начале процесса ГРП позволяет провести обработку перфорационных отверстий с целью снижения трения (снижения потерь давления закачки) и произвести закупорку мелких конкурирующих трещин кварцевым песком, что в целом позволяет увеличить рост начальной трещины в дальнейшем (при циклической закачке состава сульфаминовой кислоты).
[48]Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты. Для этого определяют суммарный объем закачиваемого состава сульфаминовой кислоты по формуле:
[50]где Vк - объем состава сульфаминовой кислоты, м3;
[51]k - коэффициент перевода (получен опытным путем), м3/м (k=4-5);
[52]Нп - высота пласта, подверженного ГРП, м.
[53]Как отмечено выше, высота пласта Нп равна 5 м.
[54]Тогда, подставляя числовые значения в формулу, получим:
[55]Vк=k⋅Нп=4-5 м3/м ⋅ 5 м=20-25 м3.
[57]Состав сульфаминовой кислоты содержит в 1 м3 следующие вещества, %:
[58]- сульфаминовая кислота - 10%;
[59]- аммонийная органическая соль - 3%;
[60]- неионогенное поверхностно-активное вещество - 1%;
[61]- анионное поверхностно-активное вещество - 1%;
[64]Сульфаминовая кислота (ГОСТ 5821-78) - это вещество, представляющее собой бесцветные кристаллы ромбической формы. Формула данного соединения - NH2SO2OH или NH2SO3H, оно имеет плотность 2,126 кг/м3.
[65]Аммонийная органическая соль (ГОСТ 17444-2016) - бесцветные кристаллические вещества, хорошо растворимые в воде.
[66]В качестве неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) (ГОСТ 25163-82) применяют, например, этоксилаты спиртов, алканоламиды жирных кислот. Неионогенные ПАВ используются в комбинации с анионными ПАВ как вторичный очиститель, а также загуститель и стабилизатор состава сульфаминовой кислоты.
[67]В качестве анионных ПАВ (ГОСТ 30828-2002) применяют, например, алкилбензолсульфонаты, сульфоэтоксилаты спиртов, сульфаты жирных спиртов, алкансульфонаты, альфа-олеинсульфонаты.
[68]Ксантан (ксантановая камедь) (ГОСТ 33333-2015) - природный полисахарид, получаемый в результате ферментации глюкозы микроорганизмами рода Xanthomonas campestris, относится к группе стабилизаторов. Применение ксантана позволяет получить более стабильную и пластичную структуру готового состава сульфаминовой кислоты, повышая эластичность и вязкость.
[69]Вода техническая плотностью 1000 кг/м3.
[70]Далее на устье скважины готовят состав сульфаминовой кислоты, завозят вышеуказанные химические вещества.
[71]В емкость, находящуюся на устье скважины, добавляют вышеуказанные химические вещества в следующей последовательности в следующем объеме:
[72]- сульфаминовая кислота (10%⋅21 м3)/100%=2,1 м3;
[73]- аммонийная органическая соль (3%⋅21 м3)/100%=0,63 м3;
[74]- неионогенное ПАВ (1%⋅21 м3)/100%=0,21 м3;
[75]- анионное ПАВ (1%⋅21 м3)/100%=0,21 м3;
[76]- ксантан (0,1%⋅21 м3)/100%=0,021 м3;
[77]- вода (техническая) (84,9%⋅21 м3)/100%=17,829 м3.
[78]Далее перемешивают в емкости вышеуказанные химические вещества.
[79]Также на устье скважины подвозят СО2 в жидком состоянии.
[80]Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла, с увеличением порций закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м3 с каждым циклом (см. таблицу).
[81]Увеличение порций закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м3 с каждым циклом позволяет продавить кислоту глубже в пласт, расширяя трещину разрыва.
[82]Сульфаминовая кислота, применяемая при реализации данного способа, позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта из-за отсутствия нерастворимых осадков в продуктах реакции, поскольку продукты реакции хорошо растворимы и не снижают проницаемость трещины, кроме того, для протекания реакции достаточно невысоких температур (около 30°С).
[83]
[84]По окончании закачки четвертой порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают двуокись углерода СО2 в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты, т.е. 
[85]Подставляя числовые значения в формулу, получим:
[86]
[87]Закачка жидкого СО2 позволяет в процессе ГРП продавить кислоту дальше в пласт, подвергшийся ГРП.
[88]Затем продавливают 2%-ный водный раствор KCl в объеме 1,1 от объема скважины, например 13 м3.
[89]2%-ный водный раствор KCl содержит:
[90]- KCl - 2%, т.е. (2%⋅13 м3)/100%=0,26 м3;
[91]- вода (техническая) - 98%, т.е. (98%⋅13 м3)/100%=12,74 м3.
[92]2%-ный водный раствор KCl готовят в емкости на устье путем смешивания компонентов в пропорциях, указанных выше, или завозят на скважину в автоцистерне в готовом виде. В процессе ГРП все компоненты закачиваются с одним значением расхода, как указано в таблице, с расходом 2,5 м3/мин.
[93]Останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч.
[94]Ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин. Например, давление окончания продавки составляет 25,0 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 20 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 15 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 10 МПа, выдерживают 10 мин; стравливают до 5 МПа, выдерживают 10 мин; затем стравливают до нуля.
[95]Ступенчатое стравливание давления после окончания ГРП по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин обеспечивает плавный переход двуокиси углерода СО2 из жидкого в газообразное состояние. Это обеспечивает более полный вынос продуктов реакции из трещины и улучшает проницаемость полученной трещины ГРП, что повышает производительность скважины при последующей ее эксплуатации.
[96]Удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием с помощью геофизического подъемника.
[97]Распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
[98]Повышается эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти из-за возможности транспортировки отреагировавшей сульфаминовой кислоты по трещине ГРП в дальние зоны пласта благодаря малой скорости растворения карбонатных пород, что увеличивает радиус воздействия на пласт. Кроме того, при проведении ГРП в залежах высоковязкой нефти исключается образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта после проведения ГРП.
[99]В предлагаемом способе в отличие от прототипа, где используется соляная кислота, применяют бесхлорную кислоту (сульфаминовую), которая исключает образование коррозионно-активных хлорорганических соединений, благодаря чему снижается износ оборудования, применяемого в процессе ГРП. Кроме того, низкая коррозионная активность сульфаминовой кислоты позволяет не использовать ингибиторы коррозии.
[100]Предлагаемый способ ГРП позволяет:
[101]- увеличить рост трещины в процессе проведения ГРП;
[102]- повысить эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти;
[103]- повысить производительность скважины при последующей ее эксплуатации;
[104]- сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта;
[105]- снизить износ применяемого оборудования.
