Патент на изобретение №2183739

(54) СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов и увеличению их добычи. Технический результат – повышение флюидопроводимости прискважинной зоны пласта после гидроразрыва по величине и во времени. Способ включает перфорацию продуктивного пласта, заполнение интервала перфорации жидкостью разрыва с расклинивающим агентом, спуск в скважину и установку над верхними отверстиями интервала перфорации порохового генератора давления ПГД и воздействие им на прискважинную зону пласта ПЗП. В качестве расклинивающего агента используют калиброванный проппант фракции 0,3-0,5 мм. В качестве жидкости разрыва используют состав, содержащий отработанные моторные масла, синтетическую жирную кислоту СЖК, раствор щелочи NaOH и глинопорошок при следующем соотношении, вес.%: отработанные моторные масла – 85,6; синтетическая жирная кислота СЖК – 3,0; раствор щелочи NaOH – 1,4; глинопорошок – 10,0. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации притоков нефти и газа из продуктивных пластов и увеличения их добычи.

Известен способ разрыва пласта пороховыми газами, включающий создание трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине порохового заряда, размещенного против продуктивного пласта [патент США 3422760, кл. 102-21.6, 1969].

Недостатком этого способа является кратковременное повышение флюидопроводимости прискважинной зоны пласта после гидроразрыва.

Наиболее близким к предлагаемому является способ гидроразрыва пласта пороховыми газами, включающий размещение порохового заряда в перфорированном интервале продуктивного пласта, заполненном жидкостью и его сжигание [а.с. СССР 912918, МКИ 3 Е 21 В 43/26, опубл. 15.03.82, бюл. 10].

Недостатком данного способа также является незначительное во времени повышение флюидопроводимости прискважинной зоны пласта (ПЗП) после гидроразрыва.

Задачей изобретения является увеличение проницаемости ПЗП, повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов и устойчивости работы скважин.

Достигаемый технический результат состоит в повышении флюидопроводимости прискважинной зоны пласта после гидроразрыва как по величине, так и во времени.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе гидроразрыва пласта, включающем перфорацию пласта, заполнение интервала перфорации жидкостью разрыва с расклинивающим агентом, спуск в скважину и установку над верхними отверстиями интервала перфорации порохового генератора давления ПГД и воздействие им на прискважинную зону пласта, в отличие от прототипа, в качестве раскливающего агента используется калиброванный проппант фракции 0,3-0,5 мм, а в качестве жидкости разрыва используют состав, содержащий отработанные моторные масла, систетическую жирную кислоту СЖК, раствор щелочи NaOH и глинопорошок при следующем соотношении (вес.%):
Отработанные моторные масла – 85,6
Синтетическая жирная кислота СЖК – 3,0
Раствор щелочи NaOH – 1,4
Глинопорошок – 10,0
Способ осуществляется следующим образом.

После вскрытия продуктивного пласта перфорацией в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с установкой башмака последних на 5-10 м ниже интервала перфорации.

С помощью цементирочного или другого агрегата на поверхности приготавливают жидкость разрыва на основе отработанных моторных масел со взвешенным в ней проппантом с диаметром гранул 0,3-0,5 мм с указанным выше соотношением компонентов.

Для этого бункер агрегата заполняется отработанным моторным маслом в определенном объеме. В отработанное моторное масло вводится расчетное количество СЖК и смесь перемешивается. Затем в полученную смесь вводится структурообразователь – раствор NaOH 48%-ной концентрации и полученный раствор перемешивается. Для повышения плотности и структурной вязкости технологического раствора в него вводится глинопорошок и раствор перемешивается. В полученную таким образом жидкость разрыва вводится, с целью закрепления трещин, расчетное количество проппанта.

Общий объем приготовленной жидкости разрыва определяется из расчета 0,2 м³ на 1 м эффективной толщины вскрытого перфорацией пласта.

Сущность процесса разрыва пласта давлением пороховых газов заключается в создании на локальном участке ПЗП высокого давления. Возникающие в породе-коллекторе аномальные напряжения, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой ее деформации и появлению остаточных трещин, разуплотнений, которые после снижения давления не смыкаются.

Прямой промывкой приготовленная жидкость разрыва закачивается в интервал перфорации. Насосно-компрессорные трубы поднимаются и в скважину на кабеле спускают ПГД-БК с мощностью порохового заряда 80-100 кг. Производят взрыв ПГД-БК, установив его в верхней части жидкости разрыва, непосредственно над верхними отверстиями интервала перфорации.

В результате воздействия высокого давления пороховых газов (газохимического импульса высокого давления) в пласте образуется система трещин, в которые внедряется жидкость разрыва с проппантом.

Непродолжительность действия импульса позволяет проводить обработки без пакера и в то же время импульс давления обеспечивает пульсацию столба жидкости в стволе, что создает колебания скважинной жидкости в пласте с затухающими амплитудами и ПЗП испытывает знакопеременные нагрузки и очищается от продуктов загрязнения.

При освоении и эксплуатации скважины трещины не имеют возможности смыкаться, и поэтому проницаемость прискважинной зоны остается повышенной, за счет чего и достигается значительное увеличение продуктивности нефтегазонасыщенного пласта.

Радиус распространения трещин достигнет своего максимального значения, когда расход жидкости, отфильтровывающийся через стенки трещины, станет равным количеству жидкости, закачиваемой в данный момент в скважину, и запишется так:

где R – радиус распространения трещины, м;
Q – расход жидкости, отфильтровывающейся через стенки трещины, м³/мин;
К_пр.в – коэффициент проницаемости пласта в вертикальном направлении, мд;
– вязкость жидкости разрыва, сПз;
P – перепад давления между трещиной и пластом, кгс/см²;
Т – время, затраченное на закачку жидкости разрыва в пласт, мин.

Высота раскрытия трещин определяется по формуле:

где V_тр – объем раскрытой трещины, м³.

Для расчета принимаем следующие параметры исходя из технических данных ПГД и реальных скважинных условий:
К_пр.в=20 мд; P =300 кгс/см²; Т=0,25 мин.

Q=5-3 м³/мин; V_тр=0,054 м³; Н_скв.=2500 м.

Объем трещин (объем закачиваемого проппанта) рассчитывается по формуле:

где G_п – масса проппанта, закачиваемого в пласт, т;
_n – плотность проппанта, т/м³.

Объем проппанта рассчитывается исходя из необходимого объема проппантоносителя: на 1 м³ проппантоносителя берется 100 кг проппанта. Длина эксплуатационной колонны, заполненной жидкостью – проппантоносителем, составляет 100 м. Всего потребуется 125 кг проппанта (1 м 5″ эксплуатационной колонны занимает объем 0,0125 м³).

Тогда

Максимальный радиус распространения трещины определяется:

R_max=(5,54,1) м.

Расчетная высота раскрытия трещин равна:

0,5 мм.

Пример. Жидкость для гидроразрыва пласта готовят следующим образом. К отработанному моторному маслу (“отработке”) в объеме 400 мл [(337 г), (91,6 вес. %)] , (раствор 2, табл.) при температуре плюс 20-22^oС добавляют 7,0 г (2,1 вес. %) СЖК предварительно растворенной в небольшом (5-10 мл) объеме дизельного топлива и перемешивают на миксере типа “Воронеж” в течение 10 минут для равномерного ее растворения (распределения) в “отработке”. Затем в полученную смесь “отработки” и СЖК вводится 3,0 мл водного раствора NaOH 48% концентрации (4,3 г – 1,3 вес.%) и смесь перемешивается еще 10 минут. СЖК в реакции с NaOH образует мыло, которое является в растворе основным структурообразователем, содержащее и формирующее свойства статического напряжения сдвига. Каустическая сода берется в количестве, необходимом для омыления взятой СЖК. Затем в раствор вводится глинопорошок для увеличения плотности технологического раствора, повышения структурной вязкости и прочности системы. Это происходит вследствие увеличения числа контактов между частицами и вероятности фиксации частиц в положении ближайшего потенциального минимума с соответствующим ростом прочности контактов между частицами коллоидных размеров. Обладая определенной дисперсностью, глинопорошок позволяет регулировать плотность, вязкость, влиять на устойчивость, фильтрационные и реологические свойства системы. Полученная смесь перемешивается 10 минут и раствор оставляют на сутки для “созревания” и замеряют основные технологические параметры.

Полученная жидкость разрыва имеет следующие технологические параметры:
плотность – 0,9 г/см³;
вязкость (условная по СПВ-5) – 450 с;
статическое напряжение сдвига – 41/53 мгс/см²;
фильтрация на ВМ-6 (через 30 мин) – 0,0 см³;
стабильность (суточный отстой) – 0,0 г.

Состав и основные свойства жидкостей разрыва на основе отработанных моторных масел приведен в таблице.

Формула изобретения

Способ гидроразрыва пласта, включающий перфорацию продуктивного пласта, заполнение интервала перфорации жидкостью разрыва с расклинивающим агентом, спуск в скважину и установку над верхними отверстиями интервала перфорации порохового генератора давления ПГД и воздействие им на прискважинную зону пласта ПЗП, отличающийся тем, что в качестве расклинивающего агента используют калиброванный проппант фракции 0,3-0,5 мм, а в качестве жидкости разрыва используют состав, содержащий отработанные моторные масла, синтетическую жирную кислоту СЖК, раствор щелочи NaOH и глинопорошок при следующем отношении, вес.%:
Отработанные моторные масла – 85,6
Синтетическая жирная кислота СЖК – 3,0
Раствор щелочи NaOH – 1,4
Глинопорошок – 10,0о

РИСУНКИ

MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 13.07.2007

Извещение опубликовано: 7.02.2009 БИ: 06/2009