RU2618545C1 - Method of hydraulic formation fracturing - Google Patents

Method of hydraulic formation fracturing Download PDF

Info

Publication number
RU2618545C1
RU2618545C1 RU2016107042A RU2016107042A RU2618545C1 RU 2618545 C1 RU2618545 C1 RU 2618545C1 RU 2016107042 A RU2016107042 A RU 2016107042A RU 2016107042 A RU2016107042 A RU 2016107042A RU 2618545 C1 RU2618545 C1 RU 2618545C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
well
proppant
tubing string
fracture
Prior art date
Application number
RU2016107042A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2016107042A priority Critical patent/RU2618545C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2618545C1 publication Critical patent/RU2618545C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method involves carrying out the perforation in the formation interval of the well oriented in the direction of the main maximum stress, lowering the tubing string (TS) with the packer into the well, the packer seating, performing the hydraulic fracturing treatment (HFT) by pumping the hydraulic fracture liquid by means of the TS with the packer through the perforated interval to the production formation with obtaining the fracture and its further fixation in the formation by means of cyclic alternating pumping a carrier liquid with proppant via the tubing string, relieving the pressure in the well, releasing the packer, and extracting the tubing string with the packer from the well. To perform the perforation, a hydromechanical perforator on the tubing string is lowered into the well up to the formation sole interval, the pairs of perforation openings are drilled along the perimeter of the well from the sole to the roof of the formation with offset by an angle of 30° when performing each pair of perforation openings. After the perforation, the tubing string with the perforator is removed from the well, the hydraulic fracturing fluid is represented by gelled oil, the total volume of the gelled oil is determined, and the gelled oil is pumped via the tubing string into the formation interval to form a fracture. The volume of the gelled oil after the fracture formation is used as the carrier fluid during the fracture fixation process. Wherein before the fracture is fixed, the volume of residual gelled oil is divided into two equal parts, and both equal parts of the gelled oil are pumped in five cycles in alternating equal portions of ultralight proppant of a 40/80 mesh fraction, coated with the water-swelling rubber-polymer composition with the concentration of 600 kg/m3, with the glassfill filler in the amount of 1 to 1.8% by the proppant weight, with the stepwise increase by 0.2% in each batch, and equal batches of proppant with the size of 20/40 mesh fraction with the stepwise increase in concentration in each batch by 200 kg/m3, starting from 200 to 800 kg/m3. Wherein as the fifth batch, RSP-proppant fraction of 12/18 mesh concentration of 1000 kg/m3 is pumped.
EFFECT: increasing the efficiency of the fracture insulation from associated and plantar water, increasing the fracture conductivity and the reliability of the method implementation, improving the fixation quality of the bottomhole formation zone, reducing the additional costs.
5 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности используется для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular it is used for hydraulic fracturing in a production well in the presence of associated and / or bottom water.

Известен способ гидроразрыва малопроницаемого пласта (Патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010 г., бюл. №30), включающий спуск колонны труб в скважину в интервал продуктивного пласта, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гелированной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па⋅c со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, производят крепление трещины разрыва закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, причем радиус проппанта, покрытого резиновой оболочкой, определяют расчетным путем.A known method of fracturing a low-permeable layer (Patent RU No. 2402679, IPC E21B 43/26, publ. 10/27/2010, bull. No. 30), including the descent of the pipe string into the well in the interval of the reservoir, injection of gelled fluid through the pipe string in the interval reservoir with the formation of cracks. In the process of injection, a turbulent mode of fluid flow in the crack is provided by pumping gelled fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa⋅s with a pumping speed of at least 8 m 3 / min, the fracture crack is fixed by injection of gelled fluid with a proppant coated with a rubber shell, and the radius the rubber coated proppant is determined by calculation.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, так как в процессе образования трещины она может развиться не в направлении главного максимального напряжения, а в направлении водоносного горизонта, особенно в скважинах с подошвенной водой, что может привести к прорыву трещины в водоносный горизонт и, как следствие, резкому обводнению продукции;- firstly, the low efficiency of the method, since in the process of crack formation it can develop not in the direction of the main maximum stress, but in the direction of the aquifer, especially in wells with bottom water, which can lead to a breakthrough of the crack into the aquifer and, as a result, a sharp watering of products;

- во-вторых, низкая надежность проведения ГРП, связанная с преждевременным выпадением проппанта из гелированной жидкости (жидкости-носителя) в процессе крепления трещины. Это связано с тем, что проппант, покрытый резиновой оболочкой, невозможно продавить через перфорационные отверстия пласта диаметром 3-6 мм в трещину для ее закрепления, что приведет к резкому скачку давления в колонне труб, аварийной остановке процесса и недостижению проектных параметров трещины;- secondly, the low reliability of hydraulic fracturing associated with premature proppant loss from the gelled fluid (carrier fluid) in the process of fixing the fracture. This is due to the fact that the proppant covered with a rubber shell cannot be pressed through the perforation holes of the formation with a diameter of 3-6 mm into the crack to fix it, which will lead to a sharp jump in pressure in the pipe string, an emergency stop of the process and failure to achieve the design parameters of the crack;

- в-третьих, низкое качество изоляции скважины от перетока по трещине попутной и/или подошвенной воды проппантом, покрытым резиновой оболочкой, не имеющей возможности набухания, что вызовет резкое обводнение скважины;- thirdly, the low quality of the isolation of the well from the flow along the crack of associated and / or bottom water with a proppant covered with a rubber shell that does not have the possibility of swelling, which will cause a sharp flooding of the well;

- в-четвертых, нахождение нижнего конца колонны труб в интервале пласта чревато прихватом колонны труб при резком повышении давления, например во время крепления трещины, и, как следствие, проведением аварийных работ;- fourthly, finding the lower end of the pipe string in the interval of the formation is fraught with sticking of the pipe string with a sharp increase in pressure, for example, during the fastening of a crack, and, as a result, emergency work;

- в-пятых, низкая проводимость трещины разрыва, так как в процессе разрыва пласта гель образует осадок в трещине, что способствует неполному закреплению трещины проппантом одной фракции.fifthly, the low conductivity of the fracture fracture, since during the formation fracturing the gel forms a precipitate in the fracture, which contributes to the incomplete fixing of the fracture by the proppant of one fraction.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой (Патент RU №2566542, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2015 г., бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, НКТ, с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют кумулятивную перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины.The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing of a reservoir with a clay layer and bottom water (Patent RU No. 2566542, IPC E21B 43/26, publ. 10/27/2015, bull. No. 30), including the descent of the tubing string , Tubing, with a packer into the well, landing the packer, hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with the packer through the perforation interval into the reservoir with the formation and subsequent fastening of the crack with proppant, pressure relief from the well. In this case, before the tubing string with the packer is lowered into the well using geophysical methods, the orientation of the main maximum stress in the reservoir is determined, then cumulative perforation oriented in the direction of the main maximum stress is carried out in the upper half of the reservoir, then the lower half of the reservoir is cut, the tubing string is lowered with packer into the well so that the lower end of the tubing string is at the level of the roof of the reservoir, packer is planted, hydraulic fracturing injection of hydraulic fracturing fluid through the tubing string, using a linear gel with a flow rate of 0.3 m 3 / min to create a crack in the reservoir, then the cracks in the reservoir will be fixed in four cycles by alternating injection of carrier fluid through the tubing string through the oriented interval perforation of the reservoir with equal portions of a linear gel with a lightweight proppant 20/40 mesh and equal portions of a crosslinked gel with the addition of NaCl salt with a concentration of 400 kg / m 3 . Moreover, equal portions of the crosslinked gel in volume are two times less than equal portions of the linear gel, and the number of equal portions of the crosslinked gel is one portion less than equal portions of the linear gel. The concentration of lightweight proppant 20/40 mesh in a linear gel is gradually increased by 100 kg / m 3 with the first to third servings in each cycle, starting from a concentration of 100 kg / m 3 , in the last fourth cycle, one portion of a linear gel containing lightweight proppant is pumped 16/20 mesh with a concentration of 400 kg / m 3, and then download and produce prodavku 15% aqueous hydrochloric acid solution in a producing formation in fracture volume equal to half the sum of amounts of linear and cross-linked gels injected into the fracture during fracture fastening razgermet zatsiyu packer and retrieving the packer to the tubing string from the well.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, низкая проводимость трещины, обусловленная преждевременным выпадением проппанта из жидкости-носителя в интервале перфорации, что способствует неравномерному заполнению трещины проппантом, т.е. в трещине образуются пустоты, которые затем смыкаются, что резко ухудшает проводимость трещины;- firstly, the low conductivity of the crack, due to premature proppant loss from the carrier fluid in the perforation interval, which contributes to the uneven filling of the crack with proppant, i.e. voids form in the crack, which then close, which sharply worsens the conductivity of the crack;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с выполнением геофизической партией кумулятивной перфорации, имеющей диаметр отверстий 3-6 мм, поэтому в процессе закачки проппанта со ступенчатым увеличением его концентрации увеличивается и сопротивление в интервале перфорации, что может вызвать опасность резкого скачка давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса и недостижение проектных параметров трещины;- secondly, the low reliability of the implementation of the method associated with the implementation of a geophysical batch of cumulative perforation having a hole diameter of 3-6 mm, therefore, in the process of proppant injection with a stepwise increase in its concentration, the resistance in the perforation interval also increases, which can cause a danger of a sharp pressure jump in the tubing string, emergency shutdown of the process and failure to achieve design parameters of the crack;

- в-третьих, низкая эффективность изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды с помощью сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Это создает лишь временный эффект до момента вымывания водой соли и только в нижней части трещины, что в последующем вызывает попадание через трещину в скважину попутной и/или подошвенной воды и резкое обводнение скважины, при этом вода, прорвавшаяся в трещину, сверху свободно перетекает в скважину;- thirdly, the low efficiency of isolation of the crack from associated and / or plantar water using a cross-linked gel with the addition of NaCl salt with a concentration of 400 kg / m 3 . This creates only a temporary effect until salt is washed out by the water and only in the lower part of the fracture, which subsequently causes the passage of associated and / or plantar water through the fracture into the well and a sharp flooding of the well, while water that burst into the fracture flows freely from above into the well ;

- в-четвертых, низкое качество крепления трещины в призабойной зоне пласта (ПЗП), облегченным проппантом, выносящимся из ПЗП, состоящей из слабосцементированных пород при последующем освоении скважины, и, как результат, смыкание трещины в ПЗП;- fourthly, the low quality of the crack attachment in the bottomhole formation zone (PZP), facilitated by proppant carried out from the PZP, consisting of weakly cemented rocks during the subsequent development of the well, and, as a result, closing the fracture in the PZP;

- в-пятых, дополнительные затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте и выполнением кумулятивной перфорации.- fifth, additional costs associated with attracting a geophysical lot to determine the direction of the main maximum stress in the reservoir and performing cumulative perforation.

Техническими задачами изобретения являются повышение проводимости трещины, состоящей из слабосцементированных пород с качественным креплением ПЗП, эффективности изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды, надежности реализации способа и снижение дополнительных затрат на его реализацию.The technical objectives of the invention are to increase the conductivity of the crack, consisting of weakly cemented rocks with high-quality fastening of the bottomhole zone, the efficiency of insulation of the crack from the associated and / or bottom water, the reliability of the method and the reduction of additional costs for its implementation.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающим выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины.The stated technical problems are solved by the method of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), including perforation in the interval of the wellbore oriented in the direction of the main maximum stress, lowering the tubing string with the packer into the well, packing the packer, hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid through the tubing string with a packer through the perforation interval into the reservoir with the formation and subsequent fastening of the fracture in the reservoir by cyclic alternating injection of fluid and carrier to proppant bleed pressure from the well, the packer depressurization and recovery of the tubing string with a packer from the well.

Новым является то, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва, объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины, при этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части, и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3 с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.New is that to perform perforation into the well, the hydromechanical perforator on the tubing string is lowered to the interval of the bottom of the formation, pairs of perforation holes are made along the perimeter of the well from the bottom to the top of the formation with an offset of 30 ° when each pair of perforations is made, after the perforation is performed The tubing with a perforator is extracted from the well, gelled oil is used as a fracturing fluid, the total volume of gelled oil is determined, the gelled oil is pumped by on the tubing in the interval of the formation with the formation of a fracture crack, the volume of gelled oil after the formation of the crack is used as a carrier fluid in the process of fixing the crack, while before fixing the crack the volume of the remaining gelled oil is divided into two equal parts, and both equal parts of the gelled oil are pumped into five cycles of alternating equal portions of ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with a water-swelling rubber-polymer composition with a concentration of 600 kg / m 3 with a fiberglass filler in an amount of from 1 to 1.8% of the proppant weight, with a stepwise increase of 0.2% in each serving, and equal portions of proppant with a 20/40 mesh fraction size with a stepwise increase in concentration in each serving of 200 kg / m 3 , ranging from 200 to 800 kg / m 3 , and the fifth portion is pumped RSP-proppant fraction 12/18 mesh concentration of 1000 kg / m 3 .

На фиг. 1 схематично изображен процесс перфорации интервала пласта в скважине.In FIG. 1 schematically depicts a process of perforating a formation interval in a well.

На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации пласта.In FIG. 2 schematically depicts a scan of a formation perforation interval.

На фиг. 3 схематично изображен устьевой фланец с метками и колонна труб с риской в процессе проведения ГРП.In FIG. 3 schematically shows the wellhead flange with marks and a pipe string with a risk during hydraulic fracturing.

На фиг. 4 схематично изображен процесс ГРП.In FIG. 4 schematically shows the hydraulic fracturing process.

На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.In FIG. 5 schematically shows the direction of development of the crack.

В скважину 1 (см. фиг. 1 и 2) до подошвы пласта 2 на колонне НКТ 3 спускают гидромеханический перфоратор 4, например используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168 конструкции института «ТатНИПИнефть».A hydromechanical perforator 4 is lowered into the well 1 (see FIGS. 1 and 2) to the bottom of the formation 2 on the tubing string 3, for example, the PGM-168 hydromechanical perforator designed by the TatNIPIneft Institute is used.

Перфорируют интервал пласта 2 выполнением шести пар отверстий (прямоугольного сечения) 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ снизу вверх с подъемом и поворотом колонны труб на 30° при каждом последующем проколе.Perforate the interval of the formation 2 by making six pairs of holes (rectangular section) 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ from the bottom up with the rise and rotation of the pipe string on 30 ° with each subsequent puncture.

Высоту 1 подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ определяют как высоту пласта 2, разделенную на семь равных частей.The height of 1 lifting of the tubing string 3 between pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ is defined as the height of the formation 2, divided into seven equal parts.

Например, при высоте пласта hпл=3,5 м высота 1 между парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10, а также от кровли и подошвы пласта 2 будет равна:For example, with a formation height h PL = 3.5 m, a height of 1 between pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10, as well as from the roof and sole of formation 2 will be equal to:

Figure 00000001
.
Figure 00000001
.

В процессе реализации способа необходимо получить шесть пар отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ с равным углом поворота 30° между ближайшими парами. Например, между парой отверстий 7' и 7ʺ (см. фиг. 3) угол поворота снизу относительно отверстий 6' и 6ʺ и выше относительно отверстий 8' и 8ʺ составляет 30°.In the process of implementing the method, it is necessary to obtain six pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ with an equal rotation angle of 30 ° between the nearest pairs. For example, between a pair of holes 7 'and 7ʺ (see FIG. 3), the angle of rotation from below with respect to holes 6' and 6ʺ and higher with respect to holes 8 'and 8ʺ is 30 °.

С этой целью применяют устьевой фланец (на фиг. 3 показан условно), имеющий насечки 11', 11ʺ, 11ʺ', 11ʺʺ, 11ʺʺ', 11ʺʺʺ по периметру с углом 30° (см. фиг. 2 и 3), соответствующие каждой паре отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ.For this purpose, a wellhead flange is used (Fig. 3 is shown conditionally) having notches 11 ', 11ʺ, 11ʺ', 11ʺʺ, 11ʺʺ ', 11ʺʺʺ along the perimeter with an angle of 30 ° (see Fig. 2 and 3) corresponding to each pair openings 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ.

На поверхности колонны НКТ 3 наносят одну риску 12 (см. фиг. 1 и 3), например, длиной 10-50 мм и глубиной 2 мм.On the surface of the tubing string 3, one risk 12 is applied (see FIGS. 1 and 3), for example, 10-50 mm long and 2 mm deep.

Размещают риску 12 колонны НКТ 3 напротив отметки 11' устьевого фланца. В таком положении без вращения колонны НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 на конце приподнимают колонну НКТ 3 от подошвы пласта 2 на высоту 1=0,5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5ʺ в интервале пласта 2 скважины 1 с помощью гидромеханического перфоратора 4 (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.Place at risk 12 tubing strings 3 opposite the mark 11 'of the wellhead flange. In this position, without rotation of the tubing string 3 with a hydromechanical perforator 4 at the end, the tubing string 3 is lifted from the bottom of the formation 2 to a height of 1 = 0.5 m. A pair of holes 5 'and 5ʺ are made in the interval of the formation 2 of the well 1 using a hydromechanical perforator 4 ( due to the radial extension of two incisors placed relative to each other at an angle of 180 °) according to the instructions for its use.

Затем вновь приподнимают колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 вверх на высоту 1=0,5 м, при этом поворачивают колонну НКТ 3 до размещения ее риски 12 напротив метки 11ʺ на устьевом фланце, например по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора 4 пары отверстий 6' и 6ʺ в интервале пласта 2 скважины 1.Then, the tubing string 3 with the hydromechanical perforator 4 is raised up again to a height of 1 = 0.5 m, while the tubing string 3 is rotated until its risks 12 are opposite the mark 11ʺ on the wellhead flange, for example clockwise, and it is carried out using a hydromechanical perforator 4 pairs of holes 6 'and 6ʺ in the interval of the formation 2 of the well 1.

Далее аналогичным образом, поворачивая колонну НКТ 3 (см. фиг. 2 и 3) по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны НКТ 3 с метками 11ʺ', 11ʺʺ, 11ʺʺ', 11ʺʺʺ, выполняют еще четыре соответствующие пары отверстий 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ в интервале пласта 2 скважины 1.Then, similarly, turning the tubing string 3 (see Figs. 2 and 3) clockwise by 30 ° and sequentially combining the risk of 12 tubing string 3 with the marks 11ʺ ', 11ʺʺ, 11ʺʺ', 11ʺʺʺ, make four more corresponding pairs of holes 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ in the interval of formation 2 of well 1.

Направление перфорации снизу вверх в скважине 1 выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора 4 при их выдвижении ранее выполненными парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ (см. фиг. 2) Таким образом, в интервале пласта 2 (см. фиг. 1) скважины 1 получают перфорационные отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ.The direction of perforation from bottom to top in the well 1 is chosen in order to prevent sticking of the cutters (shown in Fig. 1 conventionally) of the hydromechanical perforator 4 when they are extended by previously made pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6 и, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ , 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ (see Fig. 2) Thus, in the interval of the formation 2 (see Fig. 1) wells 1 receive perforations 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ , 8 'and 8ʺ, 9' and 9ʺ, 10 'and 10ʺ.

Выполнение пар отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ с поворотом на 30° позволяет создать направление образования трещины 13 (см. фиг. 4 и 5) в пласте 2 в направлении главного максимального напряжения пород (σmax) при последующем проведении ГРП в пласте 2 (см. фиг. 2 и 5).The implementation of pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10 30 with a rotation of 30 ° allows you to create the direction of formation of the crack 13 (see Fig. 4 and 5) in formation 2 in the direction of the main maximum rock stress (σ max ) during subsequent hydraulic fracturing in formation 2 (see Fig. 2 and 5).

Например, направление пары отверстий 7' и 7ʺ в интервале продуктивного пласта 2 совпадает с направлением главного максимального напряжения пород (σmax) в пласте 2, что исключает затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте, так как применяют гидромеханический перфоратор, с помощью которого выполняют парные перфорационные отверстия под углом 30°.For example, the direction of the pair of holes 7 ′ and 7ʺ in the interval of the productive formation 2 coincides with the direction of the main maximum rock stress (σ max ) in the formation 2, which eliminates the costs associated with attracting a geophysical lot to determine the direction of the main maximum stress in the formation, since hydromechanical puncher, with the help of which paired perforations are made at an angle of 30 °.

Кроме того, применение гидромеханического перфоратора для перфорации в сравнении с кумулятивной перфорацией повышает надежность проведения ГРП, так как в процессе перфорации образуются пары отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ, при этом каждое из этих перфорационных отверстий имеет прямоугольную форму минимальным размером сторон 10 на 20 мм, что в разы больше размеров зерен закачиваемого проппанта (см. табл.). Таким образом, при реализации предлагаемого способа резко снижаются гидравлические сопротивления в интервале перфорации, поэтому полностью исключаются скачок давления в колонне НКТ, аварийная остановка процесса ГРП и недостижение проектных параметров трещины.In addition, the use of a hydromechanical perforator for perforation in comparison with cumulative perforation increases the reliability of hydraulic fracturing, since in the process of perforation pairs of holes 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ are formed , 10 'and 10ʺ, while each of these perforations has a rectangular shape with a minimum side size of 10 by 20 mm, which is several times larger than the sizes of the grains of the injected proppant (see table). Thus, when implementing the proposed method, hydraulic resistances in the perforation interval are sharply reduced, therefore, a pressure jump in the tubing string, emergency shutdown of the hydraulic fracturing process and failure to achieve design fracture parameters are completely eliminated.

Далее извлекают из скважины 1 колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 и приступают к проведению ГРП. В качестве гидроразрывной жидкости при образовании трещины 13 применяют гелированную нефть.Next, a tubing string 3 with a hydromechanical perforator 4 is removed from the well 1 and proceed with hydraulic fracturing. As a fracturing fluid in the formation of a crack 13, gelled oil is used.

В скважину 1 спускают колонну НКТ 3 с пакером 14. В качестве пакера применяют любой известный пакер. Производят посадку пакера 14 в скважине 1, например, на 5 м выше кровли пласта 2 и осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 3.A tubing string 3 with a packer 14 is lowered into the well 1. Any known packer is used as a packer. Packer 14 is planted in well 1, for example, 5 m above the top of formation 2 and the annular space of the tubing string 3 is sealed.

Нижний конец колонны НКТ 3 размещают выше кровли пласта 2, например, на 2 м.The lower end of the tubing string 3 is placed above the roof of the formation 2, for example, 2 m

Расстояние, равное 2 м, позволяет исключить прихват колонны НКТ 3 в случае преждевременного получения резкого скачка давления в процесс крепления трещины 13.A distance of 2 m makes it possible to eliminate the sticking of the tubing string 3 in the case of prematurely receiving a sharp pressure jump in the process of fixing the crack 13.

На устье скважины 1 верхний конец колонны НКТ 3 обвязывают с нагнетательной линией 15, установив между ними задвижку 16. Нагнетательную линию 15 соединяют с насосными агрегатами (на фиг. 1-5 не показаны) для закачки гелированной нефти.At the wellhead 1, the upper end of the tubing string 3 is connected to the injection line 15 by installing a valve 16 between them. The injection line 15 is connected to pumping units (not shown in FIGS. 1-5) for pumping gelled oil.

Определяют общий объем гелированной нефти по следующей формуле:The total volume of gelled oil is determined by the following formula:

Figure 00000002
,
Figure 00000002
,

где Vг - общий объем гелированной нефти, м3;where V g is the total volume of gelled oil, m 3 ;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;k = 11-12 - conversion factor, m 3 / m;

Нп - высота пласта, м.N p - the height of the reservoir, m

В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта 2 (см. фиг. 1), в котором производят ГРП.In this formula, the conversion coefficient is obtained experimentally and depends on the physicochemical properties of formation 2 (see Fig. 1), in which hydraulic fracturing is performed.

Например, высота пласта равна 3,5 м.For example, the height of the reservoir is 3.5 m.

Подставляя в формулу

Figure 00000002
, получаем общий объем гелированной нефти:Substituting in the formula
Figure 00000002
we get the total volume of gelled oil:

Figure 00000003
.
Figure 00000003
.

Примем Vг=40,0 м3.Take V g = 40.0 m 3 .

Гелированную нефть готовят на устье скважины путем добавления в нефть любого известного загеливающего агента, например вещества HGG-77, приготовленного на основе фосфатного эфира в малогорючем растворителе и предназначенного для создания гелированнной нефти концентрацией 5 л/м3=0,005 м3/м3.Gelled oil is prepared at the wellhead by adding any known gelling agent to the oil, for example, HGG-77, prepared on the basis of phosphate ester in a low-combustible solvent and designed to create gelled oil with a concentration of 5 l / m 3 = 0.005 m 3 / m 3 .

Таким образом, для приготовления гелированной нефти в объеме Vг=40 м3 необходимо:

Figure 00000004
.Thus, for the preparation of gelled oil in a volume of V g = 40 m 3 it is necessary:
Figure 00000004
.

На устье скважины в емкость (на фиг. 1-5 не показана) заливают нефть в объеме 39,8 м3 и добавляют 0,2 м3=200 л загеливающего агента и перемешивают.At the wellhead, oil is poured into the reservoir (not shown in FIGS. 1-5) in a volume of 39.8 m 3 and 0.2 m 3 = 200 l of the gelling agent is added and mixed.

Тогда

Figure 00000005
.Then
Figure 00000005
.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через перфорационные отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ в интервал пласта 2 закачивают гелированную нефть до достижения разрыва пород пласта 2. Например, разрыв породы пласта 2 происходит через пару отверстий 7' и 7ʺ, направление которых параллельно направлению главного максимального напряжения σmax (см. фиг. 4 и 5) и образованию трещины 13, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 2.Using pumping units along the discharge line 15 (see Fig. 4) through an open valve 16 into the well 1 along the tubing string 3 through the perforations 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ in the interval of formation 2, the gelled oil is pumped until a break in the rocks of formation 2 is reached. For example, a break in the rock of formation 2 occurs through a pair of holes 7 'and 7ʺ, the direction of which is parallel to the direction of the main maximum stress σ max (see . 4 and 5) and the formation of a crack 13, as evidenced by a drop in injection pressure and an increase in formation bed 2.

Так, в процессе закачки гелированной нефти достигли давления 30 МПа, а вследствие образования трещины 13 произошло падение давления закачки гелированной нефти на 25%, т.е. до

Figure 00000006
, при этом приемистость пласта 2 увеличилась на 30%, например от 7,0 до 9,1 м3/мин, т.е.
Figure 00000007
. В процессе образования трещины 13 по колонне труб в пласт 2 была закачана гелированная нефть в объеме, например, 30 м3.So, during the injection of gelled oil, the pressure reached 30 MPa, and due to the formation of crack 13, the injection pressure of gelled oil dropped by 25%, i.e. before
Figure 00000006
while the injectivity of the formation 2 increased by 30%, for example from 7.0 to 9.1 m 3 / min, i.e.
Figure 00000007
. In the process of the formation of a crack 13, gelled oil was pumped into the formation 2 into the formation 2 in a volume of, for example, 30 m 3 .

Использование гелированной нефти исключает набухание водонабухающей резинополимерной композиции, которой покрыт проппант для крепления трещины 13, так как гелированная нефть не вступает в реакцию с водонабухающей резинополимерной композицией.The use of gelled oil eliminates the swelling of the water-swellable rubber-polymer composition, which is coated with the proppant for fixing the crack 13, since the gelled oil does not react with the water-swellable rubber-polymer composition.

Объем гелированной нефти (Vг2) после образования трещины 13, т.е. оставшийся объем используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины 13:Gelled oil volume (V r2) after the formation of the cracks 13, i.e., the remaining volume is used as a carrier fluid in the process of fixing the crack 13:

Figure 00000008
.
Figure 00000008
.

Перед креплением трещины 13 объем оставшейся гелированной нефти (Vг2) делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш, со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.Before fastening crack 13 remaining gelled oil volume (V r2) is divided into two equal parts and the two equal parts gelled oil is pumped into five equal portions alternating cycles ultralight fraction 40/80 mesh proppant coated water-swellable composition rezinopolimernoy with glass fiber filler in an amount of from 1 to 1.8% of the proppant weight, with a stepwise increase of 0.2% in each serving, and equal portions of proppant with a 20/40 mesh fraction size, with a stepwise increase in concentration in each serving of 200 kg / m 3 , starting from 20 0 to 800 kg / m 3 , and the fifth portion is pumped with RSP proppant fraction 12/18 mesh concentration of 1000 kg / m 3 .

Осуществляют крепление трещины 13 следующим образом:Carry out the crack 13 as follows:

Сначала оставшийся объем гелированной нефти(Vг2) делят на две равные части:First gelled oil remaining volume (V r2) is divided into two equal parts:

Figure 00000009
;
Figure 00000009
;

Figure 00000010
- объем жидкости-носителя (гелированной нефти) для закачек порций сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции;
Figure 00000010
- the volume of the carrier fluid (gelled oil) for downloading portions of ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with a water-swelling rubber polymer composition with a concentration of 600 kg / m 3 , with fiberglass filler in an amount of from 1 to 1.8% by weight of proppant, with a stepwise increase 0.2% in each serving;

Figure 00000011
- объем жидкости-носителя (гелированной нефти) для закачек порций проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная с 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.
Figure 00000011
- the volume of the carrier fluid (gelled oil) for downloading portions of proppant with a fraction size of 20/40 mesh with a stepwise increase in concentration in each portion by 200 kg / m 3 , starting from 200 to 800 kg / m 3 , and the fifth portion is pumped with RSP- proppant fraction 12/18 mesh concentration of 1000 kg / m 3 .

Крепление трещины 13 осуществляют с помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ пласта 2 в пять циклов, не прерывая закачки между циклами.Fastening the cracks 13 is carried out using pumping units along the injection line 15 (see Fig. 4) through an open valve 16 into the well 1 along the tubing string 3 through openings 5 'and 5ʺ, 6' and 6ʺ, 7 'and 7ʺ, 8' and 8ʺ, 9 'and 9ʺ, 10' and 10ʺ of formation 2 in five cycles, without interrupting the injection between cycles.

Первый цикл крепления трещины 13 (см. фиг. 4) состоит из чередующейся закачки порции сверхлегкого проппанта 17 фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией в гелированной нефти объемом

Figure 00000012
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном 18 в количестве 1,0% от веса проппанта, т.е.
Figure 00000013
, а также порции гелированной нефти объемом
Figure 00000014
проппанта 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3.The first cycle of fastening the crack 13 (see Fig. 4) consists of alternating injection of a portion of ultralight proppant 17 of the 40/80 mesh fraction coated with a water-swelling rubber-polymer composition in gelled oil of volume
Figure 00000012
with a concentration of 600 kg / m 3 and filler fiberglass 18 in an amount of 1.0% by weight of proppant, i.e.
Figure 00000013
, as well as portions of gelled oil in volume
Figure 00000014
proppant 19 fractions 20/40 mesh with a concentration of 200 kg / m 3 .

Второй цикл крепления трещины 13 состоит из чередующейся закачки порции сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией в гелированной нефти объемом

Figure 00000015
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,2% от веса проппанта, т.е.
Figure 00000016
, а также порции гелированной нефти объемом
Figure 00000017
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3.The second cycle of fixing the crack 13 consists of alternating injection of a portion of ultralight proppant fraction 40/80 mesh coated with a water-swelling rubber-polymer composition in gelled oil with a volume of
Figure 00000015
with a concentration of 600 kg / m 3 and filler fiberglass in the amount of 1.2% by weight of proppant, i.e.
Figure 00000016
, as well as portions of gelled oil in volume
Figure 00000017
with proppant 19 fractions of 20/40 mesh with a concentration of 400 kg / m 3 .

Третий цикл крепления трещины 13 состоит из чередующейся закачки порции сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией в гелированной нефти объемом

Figure 00000018
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,4% от веса проппанта, т.е.
Figure 00000019
, а также порции гелированной нефти объемом
Figure 00000020
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.The third cycle of fixing crack 13 consists of alternating injection of a portion of ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with a water-swelling rubber-polymer composition in a gelled oil volume
Figure 00000018
with a concentration of 600 kg / m 3 and filler fiberglass in an amount of 1.4% by weight of proppant, i.e.
Figure 00000019
, as well as portions of gelled oil in volume
Figure 00000020
with proppant 19 fractions 20/40 mesh with a concentration of 600 kg / m 3 .

Четвертый цикл крепления трещины 13 состоит из чередующейся закачки порции сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией в гелированной нефти объемом

Figure 00000021
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,6% от веса проппанта, т.е.
Figure 00000022
, а также порции гелированной нефти объемом:
Figure 00000023
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 800 кг/м3.The fourth cycle of fixing crack 13 consists of alternating injection of a portion of ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with a water-swelling rubber-polymer composition in gelled oil with a volume
Figure 00000021
with a concentration of 600 kg / m 3 and filler fiberglass in the amount of 1.6% by weight of proppant, i.e.
Figure 00000022
, as well as portions of gelled oil in volume:
Figure 00000023
with proppant 19 fractions of 20/40 mesh with a concentration of 800 kg / m 3 .

Пятый цикл крепления трещины 13 состоит из чередующейся закачки порции сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией в гелированной нефти объемом

Figure 00000024
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,8% от веса проппанта, т.е.
Figure 00000025
, а также порции гелированной нефти объемом:
Figure 00000026
с RSP-проппантом 20 фракции 12/18 меш с концентрацией 1000 кг/м3.The fifth cycle of fixing crack 13 consists of alternating injection of a portion of ultralight proppant fraction 40/80 mesh coated with a water-swelling rubber-polymer composition in gelled oil with a volume
Figure 00000024
with a concentration of 600 kg / m 3 and filler fiberglass in the amount of 1.8% by weight of proppant, i.e.
Figure 00000025
, as well as portions of gelled oil in volume:
Figure 00000026
with RSP proppant 20 fractions 12/18 mesh with a concentration of 1000 kg / m 3 .

В результате крепления трещины 13 по всей ее поверхности создается водоизолирующий экран 17 (см. фиг. 4) из слоя сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией, закрепленного стекловолокном 18, образующим сеточную структуру между зернами сверхлегкого проппанта.As a result of fixing the crack 13, a water insulating screen 17 (see Fig. 4) is created from the ultralight proppant layer of the 40/80 mesh fraction coated with a water-swelling rubber-polymer composition, fixed with fiberglass 18, which forms a network structure between the ultralight proppant grains.

При реализации способа применяют короткие малого диаметра стекловолокна 18, например, с диаметром 10-20 микрон и длиной 10 мм, со ступенчатым увеличением их содержания в сверхлегком проппанте на 0,2% с каждой порцией от конца трещины до ее начала (интервала перфорации пласта 2), что обеспечивает максимальную стабильность поверхностного слоя водоизолирующего экрана 17 (сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией) в начале трещины 13, так как сжимающая нагрузка по окончании крепления трещины 13 и стравливания давления увеличивается от конца к началу трещины, т.е. в призабойной зоне пласта 2 трещина 13 испытывает максимальную сжимающую нагрузку. Кроме того, RSP-проппант фракции 12/18, закачиваемый в трещину 13 в последнем пятом цикле, спекается в призабойной зоне пласта 2, обеспечивая устойчивость крепления трещины 13, что исключает вынос проппанта в скважину и смыкание трещины в призабойной зоне пласта 2, состоящей из слабосцементированных пород при последующем освоении скважины. Все это повышает качество крепления трещины в призабойной зоне пласта 2.When implementing the method, short, small diameter fiberglass 18 is used, for example, with a diameter of 10-20 microns and a length of 10 mm, with a stepwise increase in their content in the ultralight proppant by 0.2% with each portion from the end of the fracture to its beginning (formation perforation interval 2 ), which ensures maximum stability of the surface layer of the water-insulating screen 17 (ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with a water-swelling rubber-polymer composition) at the beginning of the crack 13, since the compressive load at the end of the crack 13 and st pressure equalization increases from the end to the beginning of the crack, i.e. in the bottom zone of the formation 2, the fracture 13 experiences a maximum compressive load. In addition, the RSP proppant fraction 12/18, injected into the fracture 13 in the last fifth cycle, is sintered in the bottom-hole zone of the formation 2, ensuring stability of the fastening of the fracture 13, which excludes the proppant from entering the well and closing the fracture in the bottom-hole zone of the formation 2, consisting of weakly cemented rocks during subsequent development of the well. All this improves the quality of fastening of the cracks in the bottom-hole zone of the formation 2.

Крепление трещины 13 осуществляют циклической закачкой порций сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, имеющего плотность ρ1=1050 кг/м3 со стекловолокном, которые чередуют с порциями проппанта фракцией 20/40 меш и порцией RSP-проппанта фракции 12/18 меш, имеющих плотность ρ2=2600 кг/м3.The crack 13 is fixed by cyclic injection of portions of ultralight proppant fraction 40/80 mesh having a density ρ 1 = 1050 kg / m 3 with fiberglass, which are alternated with portions of proppant fraction 20/40 mesh and a portion of RSP proppant fraction 12/18 mesh, having density ρ 2 = 2600 kg / m 3 .

Сначала закачивается проппант меньшей плотности (ρ1), а затем проппант большей плотности (ρ2), поэтому в процессе крепления трещины 13 происходит выдавливание проппантом большей плотности проппанта меньшей плотности (сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш плотностью ρ=1050 кг/м3) на периферию трещины 13, при этом проппант большей плотности (проппант 19 фракцией 20/40 меш и RSP-проппант 20 фракцией 12/18 меш) размещается в центральной части трещины 13.First, proppant of lower density (ρ 1 ) is pumped, and then proppant of higher density (ρ 2 ), therefore, in the process of fixing crack 13, proppant is extruded with a higher density proppant of lower density (ultralight proppant fraction 40/80 mesh with density ρ = 1050 kg / m 3 ) to the periphery of the fracture 13, while the proppant of higher density (proppant 19 fraction 20/40 mesh and RSP proppant 20 fraction 12/18 mesh) is located in the Central part of the fracture 13.

Таким образом, повышается проводимость трещины, так как в процессе крепления трещины 13 исключается преждевременное выпадение проппанта из жидкости-носителя в интервале перфорации, что способствует равномерному заполнению трещины проппантом, т.е. исключаются пустоты при смыкании трещины.Thus, the conductivity of the crack increases, since during the fastening of the crack 13, premature proppant loss from the carrier fluid in the perforation interval is excluded, which contributes to uniform filling of the crack with proppant, i.e. voids are excluded when a crack is closed.

Сверхлегкий проппант, покрытый водонабухающей резинополимерной композицией, имеет возможность набухания только в воде (в нефти данная композиция не набухает) до 300% от первоначальной толщины 0,4 мм, что приводит к уплотнению набухающей резинополимерной композиции проппанта 17 на поверхности трещины 13, предотвращая доступ воды, исключая обводнение скважины. В результате повышается эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину 1 попутной и/или подошвенной воды.An ultralight proppant coated with a water-swelling rubber-polymer composition has the ability to swell only in water (this composition does not swell in oil) up to 300% of the initial thickness of 0.4 mm, which leads to compaction of the swelling rubber-polymer composition of the proppant 17 on the surface of the crack 13, preventing water from accessing excluding watering the well. As a result, the efficiency of isolating a crack from flowing through it into the well 1 of associated and / or bottom water increases.

Покрытие проппанта - это модифицированное покрытие ВНР-400 (отношение массовых частей В50Э к каучуку - 400/100) резинополимерной композицией на основе бутадиен-нитрильного каучука марки БНКС-28АМН и водонабухающего полиакриламида марки В-50Э. Водонабухающей резинополимерной композицией покрывают исходную фракцию проппанта (см. табл.), при этом толщина самого слоя этой композиции составляет примерно 0,4 мм, что получено опытным путем.The proppant coating is a modified BHP-400 coating (the ratio of the mass parts of V50E to rubber is 400/100) with a rubber-polymer composition based on nitrile butadiene rubber of the BNKS-28AMN brand and water-swelling polyacrylamide of the V-50E brand. A water-swelling rubber-polymer composition covers the initial proppant fraction (see table), while the thickness of the layer of this composition is about 0.4 mm, which was obtained experimentally.

Figure 00000027
Figure 00000027

По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины 1, распакеровывают пакер 14 и извлекают его с колонной НКТ 3 из скважины 1. Процесс ГРП закончен.At the end of the fastening, the cracks release the pressure from the well 1, unpack the packer 14 and remove it with the tubing string 3 from the well 1. The hydraulic fracturing process is completed.

Предлагаемый способ ГРП позволяет:The proposed method of hydraulic fracturing allows you to:

- повысить эффективность изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды;- increase the efficiency of insulation of the crack from associated and / or plantar water;

- повысить проводимость трещины и надежность реализации способа;- increase the conductivity of the cracks and the reliability of the method;

- повысить качество крепления призабойной зоны пласта;- to improve the quality of fastening of the bottomhole formation zone;

- снизить дополнительные затраты, отказавшись от привлечения геофизической партии.- reduce additional costs by refusing to attract a geophysical party.

Claims (1)

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины, отличающийся тем, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва, объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины, при этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3 с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.The method of hydraulic fracturing (Fracturing), including performing perforation in the interval of the formation of the well, oriented in the direction of the main maximum stress, lowering the string of tubing with a packer into the well, planting the packer, performing hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with a packer through the interval of perforation into the reservoir with the formation and subsequent fastening of the crack in the reservoir by cyclic alternating injection of the carrier fluid with proppant along the tubing string, from the well, depressurization of the packer and extraction of the tubing string with the packer from the well, characterized in that to perform perforation into the well to the interval of the bottom of the formation, a hydromechanical perforator on the tubing string is run, pairs of perforations are made along the perimeter of the well from the bottom to the roof of the formation with an offset of an angle of 30 ° for each pair of perforations, after perforation, the tubing string with a perforator is removed from the well, gelled oil is used as a fracturing fluid, o divide the total volume of gelled oil, inject gelled oil through the tubing string into the interval of the formation with the formation of a fracture fracture, the volume of gelled oil after the formation of a crack is used as a carrier fluid in the process of fixing the crack, while the volume of remaining gelled oil is divided into two before fixing the crack equal parts and both equal parts of gelled oil are pumped in five cycles in alternating equal portions of ultralight proppant fraction 40/80 mesh, coated with water-swelling rubber polymer a composition with a concentration of 600 kg / m 3 with a fiberglass filler in an amount of from 1 to 1.8% by weight of proppant, with a stepwise increase of 0.2% in each portion, and equal portions of proppant with a fraction size of 20/40 mesh with a stepwise increase in concentration in each portion per 200 kg / m 3 , ranging from 200 to 800 kg / m 3 , and the fifth portion is pumped with RSP proppant fraction 12/18 mesh concentration of 1000 kg / m 3 .
RU2016107042A 2016-02-26 2016-02-26 Method of hydraulic formation fracturing RU2618545C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016107042A RU2618545C1 (en) 2016-02-26 2016-02-26 Method of hydraulic formation fracturing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016107042A RU2618545C1 (en) 2016-02-26 2016-02-26 Method of hydraulic formation fracturing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2618545C1 true RU2618545C1 (en) 2017-05-04

Family

ID=58697823

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016107042A RU2618545C1 (en) 2016-02-26 2016-02-26 Method of hydraulic formation fracturing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2618545C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU185859U1 (en) * 2018-07-13 2018-12-20 Игорь Александрович Гостев DEVICE FOR CARRYING OUT A MULTI-STAGE HYDRAULIC GROUND RIG (MHF) FOR ONE LIFT-LIFTING OPERATION
RU2735225C2 (en) * 2018-07-13 2020-10-28 Кардымон Дмитрий Викторович Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation
RU2736078C1 (en) * 2019-11-01 2020-11-12 Салават Анатольевич Кузяев Method of selective treatment of productive formation, device for its implementation and hydraulic fracturing unit
CN114458270A (en) * 2020-10-22 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 Method for improving vertical transformation degree of long open hole section dry-hot rock well and application

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2402679C2 (en) * 2008-10-14 2010-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed
RU2473798C1 (en) * 2011-10-12 2013-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2531775C1 (en) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Seam hydro frac in well
US20150060058A1 (en) * 2013-08-28 2015-03-05 Schlumberger Technology Corporation Method for performing a stimulation operation with proppant placement at a wellsite
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2402679C2 (en) * 2008-10-14 2010-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed
RU2473798C1 (en) * 2011-10-12 2013-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation
US20150060058A1 (en) * 2013-08-28 2015-03-05 Schlumberger Technology Corporation Method for performing a stimulation operation with proppant placement at a wellsite
RU2531775C1 (en) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Seam hydro frac in well
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU185859U1 (en) * 2018-07-13 2018-12-20 Игорь Александрович Гостев DEVICE FOR CARRYING OUT A MULTI-STAGE HYDRAULIC GROUND RIG (MHF) FOR ONE LIFT-LIFTING OPERATION
RU2735225C2 (en) * 2018-07-13 2020-10-28 Кардымон Дмитрий Викторович Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation
RU2735225C9 (en) * 2018-07-13 2020-12-21 Игорь Александрович Гостев Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation
RU2736078C1 (en) * 2019-11-01 2020-11-12 Салават Анатольевич Кузяев Method of selective treatment of productive formation, device for its implementation and hydraulic fracturing unit
WO2021086230A1 (en) * 2019-11-01 2021-05-06 Салават Анатольевич Кузяев Method for selective treatment of a producing formation, device for the implementation thereof and hydraulic fracturing port
US11891886B2 (en) 2019-11-01 2024-02-06 Salavat Anatolyevich Kuzyaev Method for selective treatment of a producing formation, device for the implementation thereof and hydraulic fracturing port
CN114458270A (en) * 2020-10-22 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 Method for improving vertical transformation degree of long open hole section dry-hot rock well and application

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2566542C1 (en) Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2618545C1 (en) Method of hydraulic formation fracturing
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2544343C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
RU2531775C1 (en) Seam hydro frac in well
RU2547892C1 (en) Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2420657C1 (en) Procedure for development of water-flooded oil deposits
RU2495996C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
US4195690A (en) Method for placing ball sealers onto casing perforations
CA2863764A1 (en) Phased stimulation methods
RU2522366C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2509884C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2540713C1 (en) Method of oil pool development
RU2644807C1 (en) Method of hydraulic fracturing of a reservoir
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
RU2618544C1 (en) Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon
RU2441979C1 (en) Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area
RU2541693C1 (en) Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft
RU2613403C1 (en) Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2494247C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2652399C1 (en) Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces
RU2613682C1 (en) Method of hydraulic breakdown of formation
RU2516062C1 (en) Construction finishing method for horizontal producer
RU2612418C1 (en) Formation hydraulicfracturing