Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока нефти к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986. - С. 105-112), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим (закрепляющим) материалом при давлении, обеспечивающем раскрытие естественных или образование искусственных трещин, и заполнение этих трещин закрепляющим материалом, в качестве которых используются различные зернистые материалы: кварцевый песок, пластмассовые шарики, зерна корунда, агломерированный боксит, смолопокрытый проппант.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, жидкость-песконоситель не в полной мере удерживает твердый зернистый расклинивающий материал во взвешенном состоянии, что может приводить к его выпадению в скважине;

- во-вторых, жидкости разрыва могут относительно быстро фильтроваться через поверхность трещин, что понижает их технологическую эффективность как жидкости разрыва, особенно несущую их способность;

- в-третьих, жидкости разрыва могут быть несовместимыми с породами и пластовыми флюидами, что приводит к блокированию (кольматации) трещин. Введение в составы жидкостей разрыва специальных химических реагентов (полимеров, загустителей, ПАВ, структурообразователей и др.) резко увеличивает их стоимость, нередко общая цена жидкостей разрыва составляет основную часть затрат на гидравлический разрыв пласта;

- в-четвертых, для закрепления трещины смолопокрытым проппантом требуется высокая температура (90-100°С), для чего необходимо специально спускать в скважину нагреватель, что снижает технологичность и повышает экономические затраты;

- в-пятых, нагнетание в прискважинную зону пласта различных по природе жидкостей разрыва и сопутствующих химических реагентов (вязких полимеров, кислоты, щелочей, гелированных жидкостей, структурообразователей, деструкторов, минерализованных вод и т.д.) снижает способность специальных дорогих проппантов к качественному закреплению трещин разрыва.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2096603, МПК E21B 43/26, опубл. 20.11.1997 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента используют газонаполненные гранулы, плотность которых близка к плотности жидкости разрыва и обеспечивает возможность удерживания расклинивающего агента во взвешенном состоянии в жидкости разрыва, при этом в качестве последней используют жидкость, совместимую с породой и флюидом пласта, например воду или нефть.

Недостатком данного способа является то, что после разрушения газонаполненных гранул и выделения из них газа остаются алюмосиликатные частицы и полимерные пленки, забивающие поры пласта и снижающие их проницаемость для нефти, что приводит к уменьшению эффективности известного способа.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2507389, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2014 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента применяют газовые кристаллогидраты, закачку которых производят при определенных термобарических условиях, обеспечивающих существование газогидратов. После разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы, дополнительно расклинивающей макро- и микротрещины разрыва пласта, причем закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят одно- или многократно, при этом применяют кристаллогидраты углеводородных или/и неуглеводородных газов. Кристаллогидраты разлагают, добавляя в смесь жидкости разрыва с расклинивающим агентом антигидратный реагент или/и изменяя термобарические параметры, а многократную закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят с формированием в пласте термических или/и барических волн.

Недостатками способа являются:

- во-первых, известный способ является технологически сложным и дорогостоящим процессом;

- во-вторых, крепление трещин газовыми кристаллогидратами и дополнительной газовой фазой характеризуется низким качеством;

- в-третьих, конечная проводимость трещины вследствие неравномерного распределения проппанта и газовой фазы в микро- и макротрещинах недостаточна для существенного увеличения добычи нефти.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения гидравлического разрыва пласта, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины, закачку по колонне труб и продавку в трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва; затем производят гидравлический разрыв пласта, при этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва в объеме 0,2-0,25V_r без добавления крепителя для создания трещины, затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 до 1000 кг/м³, а в качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, при этом боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м³, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины, а деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м³, начиная с концентрации 1,0 кг/м³; после завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают колонну труб с пакером на поверхность.

Недостатками способа являются:

- во-первых, вынос проппанта при освоении пласта, приводящий к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин в прискважинной зоне, что снижает конечную эффективность способа;

- во-вторых, недостаточное качество крепления проппанта в прискважинной зоне пласта;

- в-третьих, неравномерное распределение проппанта в трещине обусловливает низкую проводимость трещины разрыва.

Техническими задачами предложения являются исключение (минимизация) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, повышение качества крепления трещины разрыва за счет механического (дополнительного) дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта, повышение конечной проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.

Поставленные технические задачи решаются предлагаемым способом гидравлического разрыва пласта, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в гелированной жидкости разрыва от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³ и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность.

Новым является то, что по окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH₂)₂ с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO₃)₂ в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого реагента, м³;

R₀ - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;

m - пористость пласта, доли ед., величина радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м³/сут,

после чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.

На чертеже представлена схема, поясняющая реализацию предлагаемого способа гидравлического разрыва пласта.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта осуществляется следующим образом.

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 (см. чертеж) включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.

Далее в скважину в зону ГРП производят спуск колонны труб 3, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 - на уровне кровли 5 пласта 6.

Производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМЗ-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства Научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Таким образом герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.

Далее производят закачку по колонне труб 3 в подпакерную зону 8 гелированной жидкости разрыва, например линейного геля.

Создают в подпакерной зоне давление, обеспечивающее ГРП с образованием трещины 9. Для этого производят закачку линейного геля по колонне труб 3 и подпакерное пространство 8 через перфорационные каналы 2, например, с расходом 1,5-2 м³/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 9, о чем свидетельствуют падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 6. Например, при достижении давления 30 МПа вследствие образования трещины 8 произошло падение давления закачки гелированной жидкости разрыва на 20-25%, т.е. до 22 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 25-30%, например от 1,2 до 1,6 м³/мин.

Далее производят закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещины 9. В качестве крепителя трещины 9 применяют проппант фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м³, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва, начиная от 200 кг/м³ и заканчивая 1000 кг/м³, т.е. 200 кг/м³, 400 кг/м³, 600 кг/м³, 800 кг/м³, 1000 кг/м³, причем закачку линейного геля с проппантом производят, например, с расходом 1,5-2 м³/мин.

Проппант фракции 20/40 меш изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).

По окончании закачки жидкости разрыва с проппантом 10 по колонне труб 3 в трещину 9 закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH₂)₂ с добавлением энзима уреазы и нитрата кальция Ca(NO₃)₂ в соотношении 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м³;

R₀ - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;

m - пористость пласта, доли ед.,

Радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м³/сут.

Например, приемистость пласта 6, подлежащего гидроразрыву, составляет: Q=216 м³/сут; мощность пласта, вскрытая перфорацией h=5 м; пористость пласта 6 m=0,3 доли ед.

Рассчитывают радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта R₀ по формуле (2):

R_o=-7+1,4·3√216=1,4 м.

Далее рассчитывают объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны по формуле (1):

V=3,141·,4²·5·0,3=9,0 м³.

Таким образом, согласно пропорции 0,7:0,1:0,2 на устье скважины 1 в емкости (не показано) смешивают:

- раствор карбамида CO(NH₂)₂: 9,0 м³·0,7=6,3 м³;

- раствор энзима уреазы: 9,0 м³·0,1=0,9 м³;

- раствор нитрата кальция Ca(NO₃)₂: 9,0 м³·0,2=1,8 м³.

После чего производят продавку реагента из емкости по колонне труб 3 в пласт 6 технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³ в полуторакратном объеме колонны труб 3 и осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч.

В процессе технологической выдержки в течение 24 ч под влиянием раствора энзима уреазы происходит гидролиз карбамида с образованием карбоната аммония (углекислый аммоний):

CO(NH₂)₂ + 2Н₂O + энзим уреазы = (NH₄)₂CO₃,

где CO(NH₂)₂ - карбамид;

Н₂O - пресная вода (плотностью 1000 кг/м³);

энзим уреазы - фермент уреазы.

В результате реакции карбоната аммония с нитратом кальция образуется карбонат кальция и нитрат аммония:

(NH₄)₂CO₃ + Ca(NO₃)₂ = CaCO₃ + 2NH₄NO₃,

где Ca(NO₃)₂ - нитрат кальция, водорастворимая соль;

СаСO₃ - карбонат кальция, твердые водонерастворимые кристаллы.

Карбонат кальция, кристаллизующийся между зерен проппанта, образует в трещине 9 прискважинной зоны пласта 6 структуру 11, удерживающую зерна проппанта от выноса из трещины 9. Таким образом достигается новый технический эффект усиления качества крепления проппанта в трещине. Остальные продукты реакции выносятся из скважины в процессе ее освоения.

Предлагаемый способ ГРП позволяет повысить эффективность реализации способа за счет исключения (минимизации) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, а также повысить качество крепления проппанта в трещине разрыва за счет дополнительного механического дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта кристаллической структурой, образованной специально осуществленными химическими реакциями, а также повысить проводимость трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.