СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательной скважине.

Известен способ ГРП в скважине, 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, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины. Причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м³, а вторую часть разделяют на две равные порции. Сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м³ каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м³ каждого компонента. После этого в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч (патент РФ №2571964, опубл. 27.12.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом. ГРП проводят с применением различных фракций проппанта и двух типов гелированной жидкости разрыва, при этом сначала определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по аналитическому выражению. Общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 этой жидкости - объем сшитого геля, а 1/3 ее - линейный гель. Процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте. После создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 жидкости объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м³/мин. Проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³. Далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м³/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сП с добавлением проппанта фракции 20-40 меш со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³. После закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью. В процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м³/мин в течение 1-3 минут и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м³/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины (патент РФ №2473798, опубл. 27.01.2013 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является малый срок эффективности ГРП.

В предложенном изобретении решается задача увеличения срока эффективности ГРП на нагнетательных скважинах.

Задача решается тем, что в способе проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине, включающем перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м³, согласно изобретению, приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м³ при приготовлении сшитого геля или с загрузкой не более 4 кг/м³ при приготовлении линейного геля, проппант используют кислотостойкий, а по окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Одним из наиболее эффективных способов увеличения приемистости нагнетательных скважин является ГРП. Однако и после ГРП нагнетательных скважин продолжительность эффекта невысокая по причине резкого снижения приемистости через непродолжительный срок эксплуатации. Основной причиной непродолжительного эффекта от ГРП нагнетательного фонда скважин является большое количество примесей, твердых взвешенных частиц, поступающих в нагнетательную скважину вместе с закачиваемой пластовой водой, и большой осадок, остающийся в трещине и снижающий ее проводимость. В этих условиях для увеличения продолжительности эффекта трещина разрыва должна быть еще и аккумулятором, как бы складом хранения примесей с максимальным объемом для размещения примесей. Кроме того, трещина должна обеспечивать и транспортировку примесей вдоль трещины, равномерное заполнение примесями всего объема трещины.

Как правило, чем больше загрузка гелеобразователя в жидкость разрыва, тем больше вязкость образующегося из жидкости разрыва геля, выше песконесущая способность жидкости разрыва (геля), однако одновременно увеличивается и осадок от геля. Это отрицательно сказывается на проводимости трещины, остатки геля кольматируют созданную трещину, а после запуска скважины под закачку залавливаются вглубь трещины, тем самым снижая ее проводимость. Как показывают расчеты, снижение загрузки гелеобразователя сшитого геля, начиная с загрузки в 4 кг/м³ на каждые 0,1 кг, дает уменьшение осадкообразования в среднем на 0,5%.

Концентрированные жидкости имеют свои преимущества, например: жидкость с концентрацией 4 кг/м³ гидратирует быстрее, чем жидкость с концентрацией 3.6 кг/м³, но присутствует побочный эффект: при разложении геля остается неразлагающийся остаток в зависимости от концентрации гелеобразователя (соотношение 100 г гелеобразователя добавляет в среднем 0,5% неразложившегося остатка). Осадок действует в трещине как закупоривающий материал или как тампонажный материал.

В обычных условиях проведения гидроразрыва создается трещина, обладающая низкой пропускной способностью для примесей, которые скапливаются в начале трещины и быстро снижают проводимость трещины. В результате эффективность гидроразрыва быстро снижается. В предложенном способе решается задача увеличения срока эффективности гидроразрыва пласта в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.

При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине проводят приготовление жидкости разрыва, закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб с пакером в пласт жидкости разрыва с последующим закачиванием гидросмеси с проппантом. Приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м³ при сшивке геля и с загрузкой не более 4 кг/м³ без сшивки геля.

Если принять за базу загрузку гелеобразователя в 4 кг/м³ с осадкообразованием в среднем для жидкости разрыва 10-20%, то в случае уменьшения загрузки полимеров до 3,6 кг осадкообразование уменьшится в среднем на 2%.

При выборе кислотостойкого проппанта используют проппант, обладающий согласно паспортным данным растворимостью в смеси соляной и фтористоводородной кислот не более 5%.

После проведения гидроразрыва пласта при эксплуатации скважины проводят кислотные обработки, при которых проппант может растворяться или уменьшаться в объеме. Кислотостойкий проппант в большей мере устойчив к кислотному воздействию, что предопределяет сохранение свойств трещины разрыва.

Проппант средних фракций используют с размерностью 16/30, 20/40 меш, и крупных фракций с размерностью не менее 12/18, 16/20 меш. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м³, т.е. в пределах 800-1200 кг/м³.

По окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде, загрязненную воду утилизируют, готовят новый раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва приготовленный раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде.

В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества марки МЛ-81Б, МЛ-80, МЛ-72 и пр. Количество поверхностно-активного вещества составляет 0,1-1,0%.

При промывке скважины неизбежно промывается главная часть скважины - перфорационные отверстия и начало трещины разрыва. Таким образом, повышается проницаемость трещины за счет снижения остатков гелеобразователя в перфорационных отверстиях и начале трещины.

Прокачка через скважину и продавка в пласт раствора поверхностно-активного вещества в пластовой воде способствует промывке трещины разрыва от остатков гелеобразователя и повышению проницаемости трещины.

Все эти режимы в совокупности изменяют и увеличивают геометрию закрепленной трещины - происходит открытие новых зон, отклонение и частичная переориентация трещины, изменяется область дренирования запасов. Малая концентрация гелеобразователя с одной стороны обеспечивает несущую способность жидкости разрыва, а с другой стороны не вызывает кольматации трещины разрыва остатками гелеобразователя. Использование кислотостойкого проппанта средних и крупных фракций обеспечивает необходимую пористость трещины, достаточную для распределения примесей в пространстве между частицами проппанта, а кислотостойкость проппанта предопределяет сохранение его свойств при последующих кислотных обработках при эксплуатации скважины. Конечная концентрация проппанта не менее 800 кг/м³ обеспечивает достаточную ширину трещины и полноту ее заполнения проппантом.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нагнетательной скважины, вскрывшую перфорацией продуктивный пласт До в интервалах 1724,5-1726,5 м. Скважина введена в эксплуатацию с начальной приемистостью на уровне 15 м³/сут и устьевым давлением закачки 12,5 МПа. Литология объектов: пласт До - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 75,8 мД, пористость 16,2%, глинистость 2,5%).

Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм.

Первичный ГРП.

Спускают колонну НКТ, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1731 м. Спускают пакер на колонне НКТ диаметром 89 мм на глубину 1703 м и производят посадку пакера.

Проводят тестовую закачку. Готовят линейный гель в объеме 26 м³ на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек». Загрузка гелеобразователя составляет 4 кг/м³.

Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 26 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 12/18 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.

Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 28,5 МПа до 29,3 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Проводят основной процесс ГРП.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 4 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 800 кг/м³.

Давление на устье скважины составляет начальное 29,5 МПа, конечное 32,1 МПа. Рабочий расход при основном процессе 3,3 м³/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

В скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 0,3%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде плотностью 1,18 г/см³ в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде плотностью 1,18 г/см³ и задавливают в трещину гидроразрыва 6 м³ этого раствора.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Проводят тестовую закачку. Готовят линейный гель в объеме 24 м³ на основе гелеобразователя - гуаровой камеди. Загрузка гелеобразователя составляет 3,5 кг/м³.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 24 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 16/20 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.

Проводят основной процесс ГРП.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,5 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 850 кг/м³.

По окончании процесса гидроразрыва в скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пластовой воде плотностью 1,02 г/см³ в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пластовой воде плотностью 1,02 г/см³ и задавливают в трещину гидроразрыва 7 м³ этого раствора.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Проводят тестовую закачку. Готовят сшитый гель в объеме 25 м³ на основе гелеобразователя - гуаровой камеди. Сшивку производят боратами металлов. Загрузка гелеобразователя составляет 3 кг/м³.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 25 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 16/20 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.

Проводят основной процесс ГРП.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 1000 кг/м³.

По окончании процесса гидроразрыва в скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 0,1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пластовой воде плотностью 1,2 г/см³ в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пластовой воде плотностью 1,2 г/см³ и задавливают в трещину гидроразрыва 8 м³ этого раствора.

Пример 4. Выполняют как пример 3. Загрузка гелеобразователя составляет 2,8 кг/м³. В качестве проппанта используют фракции 20/40 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%. Основной процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 2,8 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 1200 кг/м³.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП по примерам 1-4 получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 54,3 м; высота трещины созданная - 3,9 м; закрепленная - 2,6 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,55 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 9,2 мм; безразмерная проводимость трещины 2,13. По результату ГРП получен прирост приемистости в объеме 27 м³/сут, устьевое давление закачки снизилось до 11,5 МПа. Срок эксплуатации скважины после ГРП без существенного снижения приемистости составил 2,5 года, тогда как по прототипу этот срок составляет не более 1 года.

Применение предложенного способа позволит увеличить срок эффективности ГРП.