способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Формула изобретения

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м³; второй - в объеме 10-12 м³ и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м³, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м³ /мин.

Описание изобретения к патенту

Предложенное изобретение относится к технологии гидравлического разрыва пласта в скважинах различного назначения и, в частности, к способам гидравлического разрыва пласта в скважинах нефтедобывающей отрасли для интенсификации добычи нефти.

Известен способ гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением, чем обеспечивают открытие в пласте, в частности продуктивном пласте, существующих трещин или создания новых трещин, которые в значительной степени улучшают гидродинамическую связь между пластом и скважиной. При этом в жидкость разрыва вводят крепитель трещин - расклинивающие агенты (например, кварцевый песок или скорлупу грецких орехов, или стеклянные шарики), которые проникают в трещины, остаются в них при пуске скважины в эксплуатацию и сохраняют трещины в раскрытом состоянии (см., например, кн. Усачев П.М., Гидравлический разрыв пласта, М., Недра, 1986, стр.164).

Основной недостаток способа - его большая трудоемкость. По этому способу в скважину закачивают до 150 м³ жидкости разрыва, при темпе - расходе закачки более 2 м³/мин, а затем - до 50 т крепителя трещин (например, песка), что требует большого количества насосных агрегатов, пескосмесительных машин, автоцистерн. Первые предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа. Вторые - для транспортирования крепителя трещин - расклинивающего агента, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки. Для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры, рассчитанной на высокое давление до 70 МПа. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидравлическом разрыве пластов по описанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами.

Другой недостаток способа заключается в том, что с достижением высоких давлений происходит разрыв не только, например, продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добыли нефти. К тому же полномасштабный гидравлический разрыв пласта приводит к образованию и масштабной трещины, как правило единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации. Интенсифицируемый пласт не дренирует продукцию в этом случае всей толщиной пласта, но приводит к катастрофическим поглощениям рабочего агента как на стадии собственно гидравлического разрыва пласта, так и на последующих стадиях воздействия на пласт.

Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение щадящего гидравлического разрыва пласта со вскрытием зоны кольматации разветвленной сетью трещин начальным давлением разрыва на 20-30% ниже давления при классическом разрыве и с использованием меньшего количества жидкости разрыва.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ гидравлического разрыва пласта в скважине включает перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м³; второй - в объеме 10-12 м³ и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м³, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м³ /мин.

Сущность изобретения

При традиционной технологии объем жидкости, закачиваемой в пласт, как правило, значительно превышает объем образующихся трещин. Потери связаны с фильтрационной утечкой и зависят как от свойств жидкости разрыва, так и от скоростей ее нагнетания. При недостаточном учете этих факторов обычно получают единственную трещину большой протяженности, которая ориентирована по нормали к минимальному главному напряжению в пласте. Зарождение и рост этой трещины влечет за собой резкое снижение давления в скважине, что препятствует образованию других. Для эффективного же восстановления проницаемости пласта в закольматированной прискважинной зоне необходимо иметь несколько радиально расходящихся от скважины трещин. Еще лучше иметь сеть разветвленных трещин. Для этого необходимо рассматривать дополнительные факторы и перераспределить энергетику разрыва пласта с ориентацией на щадящий режим с получением в пласте непротяженных, но множественных трещин при относительно небольшом давлении разрыва. Максимальный эффект по настоящему изобретению обеспечивают сочетанием подготовительных операций по обработке призабойной зоны пласта в зоне намечаемого гидравлического разрыва, а также применением жидкости разрыва с определенными свойствами. Не исключено влияние режимов закачки жидкости разрыва в скважину и продавки в пласт. Все эти сочетания получены опытным путем на основе большого объема опытно-промышленных работ на объектах. Не все явления могут быть на настоящем этапе объяснены, но результаты уже реально получены и обеспечивают значительный экономический эффект.

Перфорация стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины (в радиальном направлении) в зоне намечаемого гидравлического разрыва пласта обеспечивает оптимальное соотношение затрат на перфорацию с обеспечением необходимой суммы концентрации напряжений в породе от ствола пробуренной ранее скважины и создаваемых по изобретению радиальных и/или субрадиальных каналов перфорации. Создание перфорационных каналов большой глубины, в том числе превышающей установленную по данному изобретению, не всегда оправдано. Это приводит зачастую к неоправданным затратам ресурсов, например энергетических. Инициирование разрыва наиболее эффективно в зоне, где действует максимальная концентрация напряжений. В данном случае эту максимальную концентрацию обеспечивают за счет суммы действующих напряжений. К уже действующим напряжением в породе от ствола ранее пробуренной скважины добавляют напряжения от каналов перфорации. Основное ограничение при этом такое, что протяженность зоны дополнительных напряжений в радиальном направлении от ствола скважины за счет перфорации не должна быть меньше существующей зоны напряжений. В этом случае вскрытие этой зоны трещинами гидравлического разрыва требует меньших энергетических затрат - меньших давлений разрыва. При этом должен быть учтен и характер воздействия на зону напряжений - режимы воздействия. Они в совокупности с первым условием должны быть такими, чтобы обеспечить множественную трещиноватость в зоне кольматации и минимизировать прорыв воды через эту трещиноватость в ствол скважины.

Спуск перфоратора на трубах обеспечивает возможность использования сразу после перфорации, когда не произошла основная волна релаксации напряжений в породах от перфорации (когда трещины еще не сомкнуты), канала труб, например, для приведения в действие перфоратора или закачки кислоты в интервал перфорации. Кислоту закачивают, например, в объеме 1-2 м ³ для обработки прискважинной зоны концентрации напряжений. В нагретом виде кислота обеспечивает чистку разветвленной сети микротрещин и создает основу последующей ее активации. Нагревают кислоту в стволе скважины за счет, например, выдержки и естественного нагрева от окружающего массива пород или за счет дополнительного искусственного прогрева, например, за счет сжигания порохового заряда в интервале перфорации. Горячую кислоту продавливают в пласт, чем обеспечивают максимальный эффект. Непосредственно для гидравлического разрыва пласта используют жидкость, совместимую с продукцией пласта и имеющую определенные свойства, направленные на снижение давления разрыва, удерживающую способность крепителя трещин, минимальный расход этой жидкости и деструкцию этой жидкости в заданное время. Вязкость жидкости разрыва, режимы ее закачки в скважину и продавки в пласт подобраны опытным путем в результате множественных лабораторных исследований, опытных исследований и промышленных испытаний на объектах - скважинах различной глубины в различных условиях. Все эти параметры служат конкретно снижению давления разрыва пласта. В результате получают разрыв пласта не единой далеко протяженной силовой трещиной, ведущей к очень быстрому обводнению продукции скважины, а системой густо разветвленных самоподобных микротрещин по типу фракталов. Такой эффект разрыва пласта наблюдался на большом количестве объектов и в лабораторных условиях и предполагается как результат воздействия на подготовленную зону концентрации напряжений, воздействия в которой даже меньшими давлениями ведут к отклику в виде лавинообразного трещинообразования фрактального типа, замкнутого на небольшой объем в прискважинной зоне. Очень важно, чтобы это было сопоставимо с размерами зоны кольматации и едва превышало размеры этой зоны. На практике протяженность таких трещин не превышает 8-10 м от ствола скважины в отличие от протяженности трещин до 50-70 м при полномасштабном гидравлическом разрыве. Необходимые результаты получают с применением жидкостей разрывов с определенными свойствами. Хорошие результаты были получены с применением комплексов гелирующих, имеющих торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98), разработанные ЗАО «ХимекоГанг». Эти жидкости разрыва содержат деструктор. Через установленное время гелеобразная структура жидкости разрыва распадается, в трещинах остается только крепитель и они становятся проводящими для продукции пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

По способу предварительно определяют зону концентрации напряжений в прискважинной зоне как результат бурения скважины. Эту зону определяют, например, с помощью широкополосного акустического каротажа по волновым характеристикам продольных и поперечных волн. В частном случае, например, эта зона составляет 400 мм. Выбирают перфораторы взрывного действия, например фугасные или кумулятивные с глубиной перфорации не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины. В данном случае выбирают, например, заряды с глубиной перфорации 500 мм. Осуществляют спуск выбранного перфоратора в скважину на трубах, например насосно-компрессорных, до глубины предполагаемого гидравлического разрыва пласта. Осуществляют перфорацию стенок скважины. В течение времени не более времени релаксации напряжений от перфорации закачивают через трубы кислоту в объеме 1-2 м³. В качестве кислоты принимают соляную или плавиковую, или глинокислоту (смесь соляной и плавиковой кислот) в зависимости от породы пласта. Выдерживают кислоту в стволе скважины в течение, например, 0,5-1 ч до выравнивания ее температуры с температурой окружающих пород. При необходимости этот процесс ускоряют, для чего осуществляют искусственный быстрый нагрев кислоты, например, сжиганием порохового заряда с большим газообразованием (пороховой генератор давления). Горячая кислота в газовой среде создает максимальный эффект воздействия на пласт и подготовку его к гидравлическому разрыву. Нагретую кислоту продавливают в пласт через перфорацию. Скважину в этом состоянии выдерживают, например, 3-4 ч. Осуществляют обвязку устья скважины фонтанной арматурой, рассчитанной на планируемое давление гидравлического разрыва пласта. В скважину спускают трубы с пакером и якорем. Как вариант вместо механического пакера может быть использован гидравлический пакер, например, из вязкоупругого состава на основе полиакриламида на длине ствола 50-100 м. Приготавливают гелеобразную жидкость, например, на углеводородной основе с условной вязкостью не менее 100 с (время истечения через воронку Марша). В качестве таковой рекомендуют использовать, например, жидкость разрыва, имеющая торговое наименование «Химеко-Н» (для нефтяных скважин).

В состав этого комплекса входят:

гелеобразователь «Химеко-Н» - смесь органических ортофосфорных эфиров, жидкость от желтого до коричневого цвета;

активатор «Химеко-Н» - мицеллярный раствор на основе неорганического соединения железа, жидкость красно-коричневого цвета;

деструктор «Химеко-Н» - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок.

Компонентный состав геля на 1 м³ углеводородной жидкости:

гелеобразователь - 10-16 л.;

активатор - 10-18 л.;

деструктор (в зависимости от пластовой температуры) - 2,5-5,0 кг/м³ геля;

понизитель фильтрации - 3,0 кг/м³ геля.

В качестве углеводородной жидкости может быть использован керосин или дизельное топливо, или стабильный газоконденсат, или их смеси.

Углеводородный гель, например, на основе стабильного газоконденсата или дизельного топлива приготавливают, например, в объеме 20 м³ следующим образом:

в емкость для приготовления геля при помощи агрегата «ЦА-320» загружают 10 м³ (50 об.% от общего объема жидкости) стабильного газоконденсата или дизельного топлива. Одновременно в процессе перекачивания жидкости в нее через двойной эжектор равномерно вводят 200 л (20 л/ м³) гелеобразователя «Химеко-Н» и 200 л (20 л/ м³) активатора «Химеко-Н». После этого полученный состав (концентрат геля) перемешивают при помощи агрегата «ЦА-320» (1-2 цикла перемешивания). Для более лучшего перемешивания используют вибрационный перфоратор, вмонтированный в емкость. Следующий объем стабильного газоконденсата или дизельного топлива выгружают в уже приготовленный состав и перемешивают. После перемешивания отбирают пробу геля. 500 мл Геля должно вытекать через воронку Марша в течение времени не менее 100 с. В случае недостижения указанной вязкости состав выдерживают в покое 1-2 ч. После этого повторяют перемешивание с последующим отбором и анализом пробы. При недостижении указанной вязкости обрабатывают весь состав геля дополнительными количествами реагентов в количестве 10-20% от первоначального объема.

Осуществляют закачку в скважину первой порции приготовленной гелеобразной жидкости разрыва в объеме 3-8 м³. Закачку второй порции гелеобразной жидкости осуществляют уже с крепителем трещин разрыва в объеме 10-12 м³. В качестве крепителя трещин применяют, например, песок или керамический пропант. После этого закачивают третью порцию гелеобразной жидкости в объеме 2-3 м³ без крепителя трещин. При этом гелеобразную жидкость продавливают в пласт с расходом 0,5-1 м³/мин. Во время продавки жидкости затрубное пространство скважины герметизируют на уровне кровли пласта, а при продавке гелеобразной жидкости в пласт в затрубном пространстве с устья скважины создают избыточное давление как противодавление трубному давлению. Это способствует повышению несущей способности труб и благоприятной работе якоря с пакером.

Предварительная подготовка ствола скважины, свойства жидкости разрыва и режимы ее закачки и продавки в пласт обеспечивают качественно новый эффект разрыва пласта в щадящем режиме. Трещины получают множественные ветвистые и короткой протяженности - не более 10-12 м, причем при давлении существенно ниже давления классического полномасштабного гидравлического разрыва. Все это создает качественно новый эффект долговременной стимуляции продуктивного пласта по всей его толщине без обводнения в течение длительного времени.