способ разрыва пласта

Формула изобретения

Способ разрыва пласта путем нагнетания суспензии полимера, отличающийся тем, что в качестве суспензии полимера используют 5-6% суспензию водонабухающего высокомолекулярного соединения в пластовой воде, при этом давление разрыва создают при набухании высокомолекулярного соединения в поровом пространстве пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть применено при разрыве нефтяного пласта с целью увеличения его продуктивности в добывающих и нагнетательных скважинах.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) для увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин под воздействием высокого давления, превышающего горное и прочностные свойства пород, и нагнетания в образовавшиеся трещины отсортированного кварцевого песка (1).

Недостатком способа являются значительные технические затраты на производство работ, высокие давления для разрыва пласта, соизмеримые с горным, постепенное возрастание давления и резкое его падение, что не исключает возможность нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонного цементного кольца и получения незапланированной продукции из скважины.

Наиболее близким к предложенному является способ разрыва пласта, включающий нагнетание суспензии полимера и расклинивающего материала (2).

Недостатком известного способа является низкая эффективность разрыва пласта при больших затратах.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности разрыва пласта при значительно меньших затратах и давлениях, значительно меньших горного и не нарушающих целостность эксплуатационной колонны и заколонного цементного кольца.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разрыва пласта путем нагнетания суспензии полимера в качестве последней используют 5-6% суспензию водонабухающего высокомолекулярного соединения в пластовой воде, при этом давление разрыва создают при набухании высокомолекулярного соединения в поровом пространстве пласта.

Закачка в скважину при давлениях, равных или несколько больших гидростатического давления определенного объема водонабухающего высокомолекулярного соединения (ВМС) с фиксированным временем набухания в виде суспензии, проникающей в поровые каналы пласта на достаточную глубину, выдерживание времени осмотического набухания, развитие давления набухания приводит к развитию трещин в пласте. Закрепление раскрытых трещин производят известным способом, например закачкой отсортированного кварцевого песка.

Такая последовательность процесса разрыва пласта позволяет производить операцию со значительно меньшими техническими затратами и при давлениях, значительно меньших горного, исключающих повреждение эксплуатационной колонны и цементного кольца. Этому способствует свойство горных пород с низким коэффициентом пластичности (сцементированных песчаников и алевролитов, являющихся основными коллекторами нефти на Ромашкинском и Ново-Елховском нефтяных месторождениях) разрушаться при растягивающих нагрузках, возникающих при набухании полимера в условиях ограниченного доступа воды в узком поровом пространстве с образованием трещин в породе. Используемые в суспензии ВМС имеют начальный размер частиц 20-70 мкм, соизмеримый с размером поровых каналов в песчаниках и алевролитах, и при набухании в воде увеличивают первоначальный объем в 10-15 раз при развитии осмотического давления в несколько сот МПа.

Эффективность предлагаемого способа проверяли в условиях промыслового эксперимента.

Пример 1.

Нагнетательная скважина 20481 Альметьевской площади работала с приемистостью 16 куб.м/сут при давлении 119 атм в интервал продуктивного пласта Д1 вскрытого перфорацией на глубинах 1627,6-1629,6 м. После проведения геолого-технических мероприятий на соседних добывающих скважинах необходимо было увеличить приемистость скважины в 8-10 раз. В скважину с целью улучшения приемистости был закачан состав из смеси растворов соляной и плавиковой кислот. Однако запланированного эффекта не было достигнуто. Проведение гидроразрыва пласта в скважине ограничивалось невысокой прочностью заколонного цементного кольца и значительными материально-техническими затратами.

После исследования набухающих свойств суспензии высоковязкой оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ), в скважину по линии насосно-компрессорных труб закачали 3 тонны суспензии ОЭЦ в минерализованной воде плотностью 1,12 г/куб.см и продавили в пласт при давлении 130 атм. Для сравнения, расчетные величины горного давления составили 360 атм. Скважину передали в эксплуатацию, и постепенно в течение 2-х недель приемистость скважины возросла до 192 куб.м/сут.

Эффективное использование суспензии ВМС с водонабухающими свойствами позволило произвести операцию по повышению производительности скважины в более благоприятных технических условиях с относительно небольшими материально-техническими издержками.

Пример 2.

Скважина 16268, расположенная на залежи 31 Ромашкинского нефтяного месторождения, из добывающей была переведена в нагнетательную.

Для эффективной работы окружающих добывающих скважин необходимо было увеличить приемистость скважины с первоначальных 240 куб.м/сут в 2-3 раза. После проведения геолого-технических мероприятий в скважине с записью профиля приемистости в скважину по линии НКТ закачали 500 кг суспензии водонабухающего полимера - высоковязкой ОЭЦ и продавили в пласт при давлении 120 атм. Скважину ввели в эксплуатацию, и постепенно в течение 10 суток производительность повысилась до 650 куб.м/сут. В настоящее время она составляет 720 куб.м/сут при давлении 100 атм.

Для сравнения, расчетное горное давление составляет 265 атм.

Сравнительные данные применения способа по различным скважинам приведены в таблице. Из анализа данных видно, что производство операции по разрыву пластов с использованием водонабухающей суспензии ВМС происходит при давлениях, в 1,2-2,2 раза меньших, чем при гидроразрыве пласта.

Преимущества предлагаемого способа заключаются в высокой эффективности и надежности при значительно меньших материально-технических издержках и гарантии сохранения целостности эксплуатационной колонны и прочности цементного кольца.

Литература:

1. Гимаутдинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974 г. , с.451-454.

2. Патент РФ 2097547, кл. Е 21 В 43/26, опубл. 27.11.1997.