способ гидроразрыва нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ гидроразрыва нефтяного пласта, включающий закачку в пласт раствора кислоты медленного действия при давлении выше давления разрыва пласта, отличающийся тем, что в пласте выделяют нефтенасыщенный пропласток, в который избирательно закачивают раствор кислоты медленного действия со скоростью 0,8 - 1,5 м³/мин, проталкивают раствор кислоты медленного действия водой и закрывают скважину на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и пропанта [1].

Известный способ позволяет наряду с образованием трещины провести кислотную обработку пласта на большом удалении от скважины. Однако известный способ не позволяет повысить продуктивность нагнетательных скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках. Способ отличается большой длительностью процесса и высокой стоимостью.

Известен способ разупрочнения горных пород, включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта раствора соляной кислоты без закачки пропанта [2].

Известный способ позволяет образовать в пласте зоны с высокой проницаемостью. При этом способ свободен от недостатков, связанных с использованием пропанта. Однако способ пригоден в карбонатных коллекторах и не пригоден в терригенных. Продуктивность скважин с течением времени быстро снижается. Эффективность способа невелика.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва нефтяного пласта, включающий закачку в пласт кислоты медленного действия при давлении выше разрыва пласта [3].

Недостатком известного способа является невысокая эффективность, особенно в терригенных коллекторах.

В изобретении решается задача повышения эффективности способа.

Задача решается тем, что в способе гидроразрыва нефтяного пласта, включающем закачку в пласт раствора кислоты медленного действия при давлении выше давления разрыва пласта, согласно изобретению, в пласте выделяют нефтенасыщенный пропласток, в который избирательно закачивают раствор кислоты медленного действия со скоростью 0,8-1,5 м³/мин, проталкивают раствор кислоты медленного действия водой и закрывают скважину на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часто возникает необходимость проведения интенсификационных работ на скважинах. Существующие способы интенсификации посредством гидроразрыва пласта не всегда приводят к достижению целей работ. Кроме того, проведение гидроразрыва пласта с применением пропанта весьма дорого.

В изобретении решается задача повышения эффективности интенсификационных работ посредством гидроразрыва пласта. Задача решается следующей совокупностью операций.

В пласте выделяют нефтенасыщенный пропласток. Производят закачку в нефтенасыщенный пропласток при давлении выше давления разрыва пласта раствора кислоты медленного действия. Раствор кислоты закачивают избирательно в нефтенасыщенный пропласток со скоростью закачки 0,8-1,5 м³/мин. Проталкивают раствор кислоты водой и закрывают скважину на ожидание спада давления и реагирование кислоты.

Раствор кислоты медленного действия более глубоко проникает в пласт и образует поровые каналы на большой глубине. За счет этого проницаемость призабойной зоны увеличивается. Оценивают глубину загрязненной призабойной зоны и определяют объем закачиваемого раствора кислоты. Новые поровые каналы достигают незагрязненного пласта.

В качестве глинокислоты используют смеси растворов соляной и фтористоводородной кислоты, например смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного водного раствора фтористоводородной кислоты.

В качестве раствора кислоты медленного действия используют смесь соляной кислоты 10-24% концентрации или ее смесь с плавиковой кислотой с замедлителем действия, в качестве которого используют лигносульфонаты щелочных металлов типа черного щелока, сульфитно-дрожжевой бражки и т.п. Щелок черный моносульфатный является отходом целлюлозно-бумажного производства и выпускается по ТУ 13-7308001-453-84. По внешнему виду - однородная густая жидкость темно-коричневого цвета. Плотность - 1200 кг/м³, вязкость по вискозиметру B3-4 не более 80 с, pH - не менее 4. При понижении температуры загустевает и при 0^oC становится нетекучим.

Соотношение между раствором соляной кислоты и черным щелоком составляет (40-60):(40 - 60) по объему. Объем закачиваемого раствора кислоты медленного действия составляет 30-60 м³.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют гидроразрыв в нефтедобывающей скважине Мишкинского месторождения. Выбирают скважину с обводненностью добываемой продукции более 60%. Продуктивный пласт имеет три пропластка в карбонатном коллекторе. Верхний и нижний пропластки обводнены. Средний пропласток нефтенасыщенный. Пластовое давление на уровне среднего пропластка 12 МПа.

Колонну насосно-компрессорных труб опускают в скважину с расположением перфорированной части колонны на глубине среднего пропластка. Скважину промывают. Выше и ниже среднего пропластка ставят пакера с якорями. В пропласток закачивают под давлением 34 МПа с расходом 1 м³/мин в объеме 50 м³ раствор кислоты медленного действия - смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и раствора сульфатного щелока при их объемном соотношении 50:50. Раствор кислоты медленного действия проталкивают водой в объеме колонны насосно-компрессорных труб. Не снижая давления, герметизируют скважину на устье и проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в течение времени порядка 12 час. После этого меняют оборудование в скважине на глубинно-насосное и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 2 м³/сут до 14 м³/сут.

Пример 2. Выполняют гидроразрыв в нефтедобывающей скважине Листвинского месторождения. Выбирают скважину с обводненностью добываемой продукции более 60%. Продуктивный пласт имеет три пропластка в терригенном коллекторе. Верхний и нижний пропластки обводнены. Средний пропласток нефтенасыщенный. Пластовое давление на уровне среднего пропластка 12 МПа. Колонну насосно-компрессорных труб опускают в скважину с расположением перфорированной части колонны на глубине среднего пропластка. Скважину промывают. Выше и ниже среднего пропластка ставят пакера с якорями. В пропласток закачивают под давлением 42 МПа с расходом 0,8 м³/мин в объеме 48 м³ раствор кислоты медленного действия - смесь глинокислоты, состоящей из 12%-ного водного раствора соляной кислоты и 3%-ного раствора плавиковой кислоты, и раствора сульфатного щелока при их объемном соотношении 60:40. Раствор кислоты медленного действия проталкивают водой в объеме колонны насосно-компрессорных труб. Не снижая давления, герметизируют скважину на устье и проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в течение времени порядка 12 час. После этого меняют оборудование в скважине на глубинно-насосное и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате дебит скважины увеличился с 2 м³/сут до 12 м³/сут.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В пропласток закачивают под давлением 33 МПа с расходом 1,5 м³/мин в объеме 47 м³ раствор кислоты медленного действия - смесь 12%-ного водного раствора соляной кислоты и раствора сульфатного щелока при их объемном соотношении 40:60.

В результате дебит скважины увеличился с 2 м³/сут до 13 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность интенсификационных работ на скважине.

Источники информации

1. Патент РФ N 2122633, кл. E 21 В 43/27, опублик. 1998.

2. Патент РФ N 2012790, кл. E 21 B 43/26, опублик. 1994.

3. Авторское свидетельство СССР N 953190, кл. E 21 В 43/26, опублик. 1982 - прототип.