RU1838429C - Method of hydraulic break of carbonate seam - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтегазодо- бывающей промышленности, а именно дл  интенсификации добычи нефти путем гидравлического разрыва продуктивных нефте- газонасыщенных пластов. Увеличение развити  трещин по всей их прот женности и сохранение высокой проводимости трещин без их закреплени  твердым расклинивающим материалом достигаютс  за счет нагнетани  в скважину кислотосодерж ащей жидкости гидроразрыва пласта, после чего о трещине закачивают смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком при соотношении соответственно от 1:1 до 5:1. 2 табл.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to intensify oil production by hydraulic fracturing of productive oil and gas saturated formations. An increase in the development of cracks along their entire length and maintaining high conductivity of the cracks without fixing them with a solid proppant is achieved by injecting an acid-containing fracturing fluid into the well, after which a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor is pumped into the crack at a ratio of 1: 1, respectively up to 5: 1. 2 tab.

Description

Изобретение относитс  к нефтегазодо- бывзющей промышленности, конкретно - к методам интенсификации добычи углеводородов путем гидравлического разрыва продуктивных нефте азонасыщенных пластов.The invention relates to the oil and gas industry, and more particularly, to methods for intensifying hydrocarbon production by hydraulic fracturing of productive oil-saturated reservoirs.

Цель изобретени  - повышение эффективности гидравлического разрыва пласта за счет увеличени  глубины трещинообрэ- эовани , кислотной обработки поверхности трещин по всей их прот женности и сохранени  высокой проводимости трещин без их закреплени  твердым расклинивающим материалом , а также снижение затрат за счет исключени  операции закреплени  трещин.The purpose of the invention is to increase the efficiency of hydraulic fracturing by increasing the depth of fracturing, acidizing the surface of the cracks over their entire length and maintaining high conductivity of the cracks without fixing them with solid proppant, as well as reducing costs by eliminating the operation of fixing cracks.

Цель достигаетс  тем. что в описываемом способе ГРП, включающем закачку в пласт кислотосодержащей жидкости разрыва , после разрыва пласта в трещины допол- нительно закачивают смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком при со- от ношении кислоты к моносульфитному щелоку от 1:1 до 5:1.The goal is achieved. that in the described hydraulic fracturing method, which includes injecting an acid-containing fracturing fluid into the formation, after fracturing the reservoir, a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor is additionally pumped with an acid to monosulfite liquor ratio of 1: 1 to 5: 1.

Принципиальное отличие нового способа ГРП в том, что после разрыва пласта трещину не закрепл ют твердым расклинивающим материалом (традиционна  операци  в известных способах), а наоборот, ее расшир ют по всей прот женности. Операцию расширени  трещин производ т специальной жидкостью, котора  осуществл ет не сплошную, фронтальную химическую обработку поверхности трещины, а неравномерное растворение кислотой стенок трещин. Неоднородность минералогического состава породы (различна  химическа  активность к кислоте) способствует неравномерному растворению минералов на поверхности трещин. Поверхности трещин по всей их прот женности станов тс  неровными , с выступами, углублени ми, как бы изъеденными каналами растворени . Таким образом, смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком при их соотношении от 1:1 до 5:1 неравномерно вытравливает поверхность трещин, причем по всей их длине (от нескольких метров до сотен метров), а не только у скважины. Этот новый технический эффект (глубока  химическа  обработки стенок трещин с образованием неровной, щербатой поверхности) достигают за счет сверхмалой скорости реакции новой кислотной смеси с карбонатаелThe fundamental difference between the new hydraulic fracturing method is that after fracturing, the crack is not fixed with a solid proppant (a traditional operation in the known methods), but rather, it is extended along its entire length. The operation of expanding the cracks is carried out by a special fluid, which does not carry out a frontal chemical treatment of the surface of the crack, but unevenly dissolves the walls of the cracks with acid. The heterogeneity of the mineralogical composition of the rock (different chemical activity to acid) contributes to the uneven dissolution of minerals on the surface of cracks. The surfaces of the cracks along their entire length become uneven, with protrusions, recesses, as if corroded by dissolution channels. Thus, a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor at a ratio of 1: 1 to 5: 1 unevenly etches the surface of the cracks, and along their entire length (from several meters to hundreds of meters), and not just at the well. This new technical effect (deep chemical treatment of the walls of the cracks with the formation of an uneven, rough surface) is achieved due to the ultra-low reaction rate of the new acid mixture with carbonate

СWITH

ооoo

соwith

0000

4Ьк4b

к юto u

OJOj

ми. Если известные кислотосодержащие жидкости имеют замедление реакции (по сравнению с чистой сол ной кислотой) в 2- 16 раза, то смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком а соотношении от 1:1 до 5:1 характеризуетс  скоростью реакции с карбонатами в 30-60 раз медленнее, чем скорость реакции чистой сол ной кислоты. После сн ти  даплеиил стенки трещин уже смыкаютс  не своими поверхност ми, а отдельными выступами в породе. Сечение трещины имеет не параллельный, а так называемый неточный профиль. Такие трещины уже не требуют специального закреплени , о то же врем  имеют высокую проводимость жидкостей к скважине.mi If known acid-containing liquids have a slowdown in reaction (compared to pure hydrochloric acid) 2-16 times, then a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor in a ratio of 1: 1 to 5: 1 is characterized by a reaction rate of 30-60 times with carbonates slower than the reaction rate of pure hydrochloric acid. After removal of the doublepleil, the walls of the cracks are not closed by their surfaces, but by individual protrusions in the rock. The crack cross section is not parallel, but the so-called inaccurate profile. Such cracks no longer require special fixing, while at the same time they have a high conductivity of fluids to the well.

Вышеизложенное позвол ет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решени  критерию существенные отличи .The foregoing allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of significant differences.

Моносульфитный щелок - отход целлюлозно-бумажного производства представл ет собой в зкую темно-коричневую жидкость (ТУ 13-7308001-453-84). Целевого применени  не находит, в малых количествах используетс  в литейном деле. В табл. 1 приведены результаты исследо- ваний по изучению вли ни  моносульфитного щелока на замедление скорости реакции сол ной кислоты с карбонатами. В сравнительных опытах использовали товарную 24%-ную сол ную кислоту (ТУ 6-01- 714-87).Monosulfite liquor - a waste of pulp and paper production is a viscous dark brown liquid (TU 13-7308001-453-84). It does not find the intended use; in small quantities it is used in foundry. In the table. Figure 1 shows the results of studies on the effect of monosulfite liquor on slowing down the rate of reaction of hydrochloric acid with carbonates. In comparative experiments, commodity 24% hydrochloric acid was used (TU 6-01-714-87).

При относительно малой дозировке в кислоту щелока (соотношени  кислота: щелок равны 11:1, 6:1) относительное замедление скорости реакции кислотных смесей характеризуетс  небольшими величинами, В то же врем  увеличение доли щелока п кислотных смес х по отношению к доле кислоты (соотношени  кислота:щелок равны 1:2,1:3) не приводит к возрастанию величины относительного замедлени  процесса растворени . Если первое объ сн етс  недостаточным количеством щелока в смеси, .то второе, наоборот, перенасыщением смеси этим веществом. Снижение величины относительного замедлени  скорости реакции происходит из-за критического разбавлени  кислоты в смеси водным раствором щелока/а .химическа  активность этой разбавленной смеси уже недостаточна дл  эффективной обработки карбонатной породы . Поэтому оптимальным соотношением кислота:щелок в смеси, обеспечивающим технологически целесообразные величины замедлени  реакции,  вл етс  предел от 1:1 до 5:1. При этом относительное замедление реакции в 30-60 раз  вл етс  тем положительным свойством новой кислотной смеси,At a relatively low dosage of liquor in acid (acid: alkali ratios are 11: 1, 6: 1), the relative slowdown in the reaction rate of acid mixtures is small, while the increase in the proportion of liquor and acid mixtures in relation to the proportion of acid (acid ratio : lye equal to 1: 2.1: 3) does not increase the relative retardation of the dissolution process. If the first is due to an insufficient amount of liquor in the mixture, the second, on the contrary, is the supersaturation of the mixture with this substance. A decrease in the relative slowdown of the reaction rate occurs due to critical dilution of the acid in the mixture with an aqueous solution of alkali / a. The chemical activity of this diluted mixture is already insufficient for the effective treatment of carbonate rock. Therefore, the optimum acid: base ratio in the mixture, which provides technologically feasible retardation rates, is a limit of 1: 1 to 5: 1. Moreover, a relative slowdown of the reaction by 30-60 times is that positive property of the new acid mixture

которое в 2-4 раза превосходит аналогичное свойство известных кислотных смесей замедленного действи .which is 2-4 times superior to the similar property of known delayed acid mixtures.

Пример выполнени  способа. ВвидуAn example of the method. In view of

технической трудности моделировани  процесса ГРП а лаборатории предлагаемый способ ГРП испытан на нефт ной скважине ГФ 10347 Ромэшкмнского месторождени  НГДУ Ленингорскнефть. Некоторые геолого-технические данные скважины: эксплуатационна  колонна - 168 мм, интервал перфорации - 831-835 м, искусственный за- Сой - 838 м, пластовое давление - 4,3 МПа, коллектор - карбонатный, горизонт - верейский , тип насоса - НТН-32, дебит жидкостиDue to the technical difficulty of modeling the hydraulic fracturing process in the laboratory, the proposed hydraulic fracturing method was tested on the GF 10347 oil well of the Romeshknskoye field of the NGDU Leningorskneft. Some geological and technical data of the well: production string - 168 mm, perforation interval - 831-835 m, artificial soybean - 838 m, reservoir pressure - 4.3 MPa, reservoir - carbonate, horizon - Verey, pump type - NTN- 32, fluid flow rate

-0,Бм3/сут, обводненность - 23%. ГРП по известноТйу способу (с закачкой в пласт неф- текислотной эмульсии и загущенной воды с песком) на подобных скважинах, зксплуатирующих низкопроницаемые поровотрещи- новэтые коллектора Верейского горизонта, на дали ожидаемого результата. Увеличение производительности скважин составило лишь от 0,5 до 2 м3/сут по жидкости с успешностыо40% . -0, Bm3 / day, water cut - 23%. According to the known method, hydraulic fracturing (with the injection of oil-acid emulsion and thickened water with sand) into such wells, which operated low-permeable pore-cracked reservoirs of the Vereisky horizon, gave the expected result. The increase in well productivity was only from 0.5 to 2 m3 / day in fluid with a success rate of 40%.

После подъема оборудовани  из скважины , отбивки ззбо  и опрессовки колонны на герметичность спустили НКТ на глубину 835 м. Установили пакер на глубину 815 м иAfter lifting the equipment from the borehole, chipping off the sandbox and testing the string for pressure tightness, the tubing was lowered to a depth of 835 m. The packer was installed to a depth of 815 m and

спрессовали его па герметичность, В скважину по НКТ закачивали 25 м нефтекислот- пой эмульсии (жидкость -разрыва). Состав эмульсии: нефть - 12,5 м3, сол на  кислотаthey pressed it for tightness. 25 m of oil-acid emulsion (fracturing fluid) was pumped into the well through the tubing. The composition of the emulsion: oil - 12.5 m3, hydrochloric acid

- 12,5 м . Разрыв пласта произошел в мо- мент зздавки в пласт 10м3 нефтекислотной эмульсии. Давление максимальное на манометре блока манифольда - 21 МПа. Дзвле- . ние. задавки эмульсии в пласт - 14 МПа. Вслед за .эмульсией закачали в трещину смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 4:1 о объеме 95 м3 при скорости закачки на агрегатах 40 л/с. Рабочее давление -- от 12 до б МПа. Смесь продавили в пласт нефтью в объеме НКТ. Скважину оставили в покое на 3 сут. Далее скважину промыли нефтью. Подн ли оборудование . Спустили глубиннонзсосное оборудование . Пустили скважину в работу.- 12.5 m. A fracture occurred at the time of filling in a 10 m3 oil-acid emulsion into the reservoir. The maximum pressure on the manometer of the manifold block is 21 MPa. Dvzle-. nie. emulsion crushing into the reservoir - 14 MPa. Following the emulsion, a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor in a ratio of 4: 1 about a volume of 95 m3 was pumped into the crack at an injection rate of 40 l / s on aggregates. Working pressure - from 12 to b MPa. The mixture was pushed into the reservoir with oil in the volume of tubing. The well was left alone for 3 days. Next, the well was washed with oil. Is the equipment up? We lowered the pumping equipment. They put the well into operation.

После выхода скважины на режим проведены промысловые гидродинамические исследовани  с целью определени  параметров работы скважины и пласта. В табл.2 приведены данные, характеризующие работу скважины № 10347 до и после ГРП по предлагаемому способу.. After the well entered the mode, field hydrodynamic studies were conducted to determine the parameters of the well and formation. Table 2 shows the data characterizing the operation of well No. 10347 before and after hydraulic fracturing by the proposed method ..

Использование предлагаемого способа ГРП обеспечило:Using the proposed hydraulic fracturing method provided:

-увеличение производительности нефт ной скважины в 11 раз, с 0,5 до 5,5 м3/сут;-increasing the productivity of an oil well by 11 times, from 0.5 to 5.5 m3 / day;

- коэффициент продуктивности возрос в 14 раз, с 0,03 до 0,42 т/сут.атм;- the productivity coefficient increased by 14 times, from 0.03 to 0.42 t / day.atm;

-увеличение проницаемости как приза- бойной зоны пласта-с 0.022 до 0,888 мкм2, так и удаленной зоны пласта с 0,426 до 0,858 млМ. что указывает на глубокое дренирование пласта.-increase in permeability of both the bottom zone of the formation — from 0.022 to 0.888 μm2, and the remote zone of the formation from 0.426 to 0.858 mlM. which indicates deep drainage of the reservoir.

Гидродинамические исследовани  показали высокую эффективность предлагаемого способа ГРП. За счет исключени  операции закреплени  трещины песком за0Hydrodynamic studies have shown the high efficiency of the proposed hydraulic fracturing method. By eliminating the operation of fixing the crack with sand

траты (св занные с спецтехникой и материалами ) снизились на 30%,expenses (associated with special equipment and materials) decreased by 30%,

Ф о.р м у л а и з о б р ете н и   Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий закачку в пласт кислотосодержащей жидкости разрыва , отличающийс  тем, что после разрыва пласта дополнительно в трещины закачивают смесь сол ной кислоты с моносульфитным щелоком при соотношении кислоты к моносульфитному щелоку 1:1 - 5:1.A method of hydraulic fracturing of a carbonate formation, comprising injecting an acid-containing fracturing fluid into the formation, characterized in that, after fracturing, a mixture of hydrochloric acid with monosulfite liquor is additionally pumped into the fractures at a ratio acids to monosulfite liquor 1: 1 - 5: 1.

Смеси сол ной кислоты с моносульфитным щелокомMixtures of hydrochloric acid with monosulfite liquor

- по сравнению со скоростью реакции кислотных растворов эквивалентных концентраций - in comparison with the reaction rate of acid solutions of equivalent concentrations

Результаты ГРП на скважине № 10347The results of hydraulic fracturing at well No. 10347

Таблица 1Table 1

Таблица 2table 2

- по методике Грингертена - according to the method of Gringerten

Продолжение табл.2Continuation of Table 2