способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах

Формула изобретения

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, отличающийся тем, что используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта (ГРП) в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.

Известны способы гидравлического разрыва пласта с использованием гелеобразующих жидкостей как на углеводородной, так и на на водной основах [1].

Преимуществами указанных способов являются возможность регулирования деструкции гелей, вплоть до полного разложения до основы геля: углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива или других фракций нефти) или воды, а также возможность проведения процесса гидравлического разрыва пласта с использованием высоких темпов закачки, для получения расчетных размеров трещин, поскольку гелеобразующие жидкости как на водной, так и на углеводородной основе при высокой вязкости обладают минимальными потерями давления на трение.

Однако на протяжении многих лет нефтегазодобывающие предприятия избегали интенсификации притока из нефтегазоносных пластов с высокой водонасыщенностью, т.к. проведение гидравлического разрыва в таких пластах может привести к значительному (вплоть до 100%-ного) обводнению продукции скважин, что экономически нецелесообразно, т.к. процесс гидравлического разрыва пласта связан со значительными материальными затратами.

Другой причиной, приводящей к увеличению обводненности скважин после гидравлического разрыва пласта, является недостаточная мощность продуктивного пласта, а также наличие близко расположенных водонасыщенных пропластков, при этом в процессе образования трещины может нарушиться целостность экрана, разделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного и за счет более высокой подвижности воды произойти образование конуса обводненности, приводящего к обводнению продукции скважины.

Недостатком известных способов является то, что они не решают проблему, связанную с обводнением скважин после ГРП.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является предварительная полимерная обработка перед основной стадией гидравлического разрыва пласта, позволяющая проводить ГРП вблизи водонасыщенных интервалов. Предварительная полимерная обработка ассиметрично уменьшает водоприток без существенного ущерба для добычи углеводородов [2].

Полимер является комбинацией двух химических компонентов, которые разбавляются водой и смешиваются. Затем растворы закачиваются в скважину в качестве предварительной стадии перед проведением гидроразрыва пласта. В некоторых случаях, перед применением полимерной системы нужно промыть коллектор растворителем, убирающим отложения асфальтенов и/или парафинов.

По вязкости полимерная система сравнима с водой и приобретает окончательные характеристики в пласте, поэтому ее закачивание не требует давления большего, чем для закачивания воды.

После закачки полимерной системы и основной стадии гидроразрыва, скважина закрывается на 10-18 часов, в течение которых происходит полимеризация, при этом образуется "щеточный полимер", который приклеивается к поверхности зерен породы, что предотвращает вынос его в обратном направлении.

Недостатками известного способа являются приготовление и использование дополнительной водоизолирующей жидкости в процессе ГРП, а также проведение дополнительных мероприятий для размещения ее в заданном интервале пласта. Так при применении полимерной системы на месторождении Лос Меданос была произведена перфорация 33 отверстий в центральной части продуктивной зоны. Обработка также предусматривала закачку буферных жидкостей на основе водного линейного геля, закачиваемых до и после стадии закачки полимерной системы для регулирования полимеризации.

Технический результат изобретения - создание способа гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности.

В способе гидравлического разрыва пласта, включающем закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта включает закачку жидкости разрыва и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, причем в качестве жидкости разрыва используют водоизолирующий состав - углеводородный гель на основе алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти или нефтепродуктов, не содержащий деструктора.

Для исследований использовались:

1. Дизельное топливо, ГОСТ 305-82. 4.2.2.

2. Дегазированная и обезвоженная нефть Зайкинского месторождения (Оренбургская Область), имеющая при 25°С плотность - 811 кг/м³ .

3. Пресная вода.

4. Вода пластовая, хлоркальциевого типа, плотностью 1012 кг/м с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л.

5. Комплекс гелирующий "Химеко-Т" ТУ 2481-077-17197708-03.

Комплекс гелирующий "Химеко-Т" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива для гидравлического разрыва пласта в высокотемпературных скважинах и других процессов нефтегазодобычи.

В состав комплекса гелирующего "Химеко-Т" входят:

- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Т" - органические ортофосфорные эфиры, подвижная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета.

- Активатор комплекса "Химеко-Т" - органическое соединение алюминия, подвижная жидкость от бесцветного до серо-зеленого цвета.

- Деструктор комплекса "Химеко-Т" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок

6. Комплекс гелирующий "Химеко-Н" ТУ 2481 - 053 - 17197708 - 00.

Комплекс гелирующий "Химеко-Н" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива или легкой нефти для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи.

В состав комплекса гелирующего "Химеко-Н" входят:

- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Н" - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.

- Активатор комплекса "Химеко-Н" - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.

- Деструктор комплекса "Химеко-Н" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок.

7. Комплекс гелирующий "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-98.

Комплекс гелирующий "Химеко-В" предназначен для получения полисахаридного водного геля для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи. В качестве жидкости для получения геля применяется пресная, пластовая или минерализованная вода.

Гель на водной основе, основным компонентом которого является сшитый водорастворимый полисахарид, обладает высокой вязкостью и термостабильностью, низкими фильтрационными утечками и потерями давления на трение в трубах, высокой пескоудерживающей способностью.

В состав комплекса гелирующего "Химеко-В" входят:

- Гелеобразователь ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03) полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета.

- ПАВ-Регулятор деструкции - (ТУ 2499-070-17197708-03) азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.

- Боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03) боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.

- Деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) неорганическое соединение, белый порошок.

Примеры приготовления гелей.

Пример 1.

В 98,8 мл дизельного топлива при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 0,9 мл (0,9 об.%) гелеобразователя "Химеко-Т" и 0,3 мл (0,3 об.%) активатора "Химеко-Т"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.

Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с^-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 1.

Таблица 1 Реологические параметры углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и дизельного топлива
Температура исследования, °С	Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1			Реологические коэффициенты
	40	170	511	N	К(мПа *с n)
20	420	118	45	0,12	10,69
80	670	274	139	0,38	6,55

Пример 2.

В 97,4 мл нефти Зайкинского месторождения при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 1,2 мл (1,2 об.%) гелеобразователя "Химеко-Н" и 1,4 мл (1,4 об.%) активатора "Химеко-Н"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.

Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с^-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 2.

Таблица 2 Реологические параметры углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения
Температура исследования, °C	Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1			Реологические коэффициенты
	40	170	511	N	К(мПа *сn)
20	498	149	60	0,17	10,71
80	401	163	83	0,38	3,94

Пример 3.

В 100 мл пресной воды при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,4 г гелеобразователя ГПГ-3, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахаридного гелеобразователя, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 0,2 мл ПАВ-регулятора деструкции, 0,25 мл боратного сшивателя БС-1 и 0,0025 г деструктора ХВ, затем полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 минут до полной сшивки, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.

Реологические характеристики полученного водного полисахаридного геля, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с^-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 3.

Таблица 3

Реологические параметры водного полисахаридного геля

Температура исследования, 0C	Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1			Реологические коэффициенты
	40	170	511	n	К(мПа*сn)
20	1011	316	130	0,20	19,63
80	131	130	128	0,99	0,14

Как следует из представленных данных, полученные системы обладают необходимыми реологическими характеристиками для использования их в качестве жидкостей для гидравлического разрыва пласта.

При этом, поскольку в углеводородные гели деструктор не добавляется, они сохраняют высокую вязкость в течение длительного времени. Проведенные дополнительные исследования на термостабильность углеводородных гелей, в том числе составов, приведенных в примерах 1-2, при различных температурах в течение длительного времени показывают, что они сохраняют высокую вязкость при температурах 20 - 100°С не менее 3-4 месяцев.

Кроме того, на контакте с водой углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) в результате гидролиза образует пленку гидроокиси алюминия, а углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2) в результате взаимодействия с водой образует устойчивую эмульсию, что способствует снижению проницаемости при фильтрации воды. В то же время указанные гели снижают свою вязкость при контакте с углеводородами за счет разбавления и снижения концентрации гелеобразующих веществ.

Водоизолирующие свойства углеводородных гелей исследовались на фильтрационной установке в лаборатории физического моделирования пластовых процессов в Институте промысловой химии при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

В экспериментах использовались водонасыщенные насыпные модели пласта с набивкой фракцией кварцевого песка заданного времени помола.

Длина каждой модели составляла 48,7 см

Площадь поперечного сечения - 7,5 см²

Температура экспериментов - 80°С.

В таблицах 4-5 представлены результаты фильтрационных экспериментов по изучению тампонирующих и селективных свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) и углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2).

Таблица 4

Результаты фильтрационного эксперимента по изучению свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров

№ п/п	Этапы эксперимента	Объем фильтрации, Vпор	Проницаемость по фильтруемой жидкости, мкм2
1.	Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м3 с постоянным расходом и определение проницаемости по ней	До стабилизации перепада давления	2,331
2.	Закачка углеводородного геля в прямом направлении	1 V пор
3.	Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м 3 в обратном направлении с постоянным расходом и определение конечной проницаемости по ней	До стабилизации перепада давления	0,018
4.	Закачка дизельного топлива в обратном направлении и определение конечной проницаемости по нему	До стабилизации перепада давления	0,535

* Вода пластовая, хлоркальциевого типа, с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ lOOO мг/л.

Как видно из представленных данных, закачка углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфиров значительно снижает (в 129,5-81,7 раз, соответственно) проницаемость модели водонасыщенного коллектора по воде, причем последующая закачка углеводородной жидкости (дизельного топлива) значительно увеличивает проницаемость (в 29,7 - 34,1 раз, соответственно), что свидетельствует о том, что эти углеводородные гели способны селективно изолировать воду.

Пример 4 . Осуществления способа. В способе гидравлического разрыва пласта сначала закачивают водоизолирующий состав - углеводородный гель, содержащий дизельное топливо, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т”, приготовленный аналогично примеру 1, потом закачивают водный гель комплекса “Химеко-В”, приготовленный аналогично примеру 2.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков.

Источники информации

1. Ely J.W. Stimulation engineering handbook: Tulsa, Oklahoma. Penwell Books. - 1994. - 357 p. - аналог.

2. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals/ Carlos Brocco, E.Dwyann Dalrymple, Prentice Creel, Horacio Peacock//Oil & Gas Journal. - June 28, 1999. - Vol.97, - No.26, - P. 66-68 – наиболее близкий аналог.