EA016864B1 - Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production - Google Patents
Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production Download PDFInfo
- Publication number
- EA016864B1 EA016864B1 EA201070909A EA201070909A EA016864B1 EA 016864 B1 EA016864 B1 EA 016864B1 EA 201070909 A EA201070909 A EA 201070909A EA 201070909 A EA201070909 A EA 201070909A EA 016864 B1 EA016864 B1 EA 016864B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- proppant
- perforation
- hydraulic fracturing
- fracture
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 48
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000012899 standard injection Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способам гидравлического разрыва подземных формаций, в частности к способам оптимизации проницаемости области разрыва.The present invention relates to methods for hydraulic fracturing of subterranean formations, in particular, to methods for optimizing the permeability of the fracture area.
Гидравлический разрыв является основным средством, применяемым для повышения продуктивности скважин за счет расширения высокопроницаемых областей разрыва из скважины в коллектор. Стандартный способ гидравлического разрыва состоит из нескольких стадий. На первой стадии жидкость гидравлического разрыва закачивается через скважину в подземную формацию под высоким давлением и с большой скоростью. Скорость закачивания жидкости гидравлического разрыва превышает скорость фильтрации жидкости в формацию, что вызывает рост давления на поверхности нефтегазового пласта. Когда давление жидкости превышает пороговую величину, слой формации или породы растрескивается и происходит гидравлический разрыв пласта. При этом гидравлический разрыв распространяется внутрь формации по мере закачивания жидкости.Hydraulic fracturing is the main tool used to increase the productivity of wells due to the expansion of highly permeable areas of fracture from well to reservoir. The standard method of hydraulic fracturing consists of several stages. In the first stage, fracturing fluid is pumped through the well into the subterranean formation under high pressure and at high speed. The rate of injection of hydraulic fracturing fluid exceeds the rate of filtration of fluid into the formation, which causes an increase in pressure on the surface of the oil and gas reservoir. When fluid pressure exceeds a threshold, the formation or rock layer cracks and hydraulic fracturing occurs. At the same time, the hydraulic fracture propagates inside the formation as the fluid is pumped.
На следующей стадии к жидкости гидравлического разрыва добавляется расклинивающий наполнитель, который подается в трещину. Расклинивающий наполнитель доставляется в созданный гидравлический разрыв и механически предотвращает смыкание стенок трещины после прекращения операции по гидроразрыву пласта. Нефть или газ попадает в образовавшийся разрыв и начинает поступать через слой расклинивающего наполнителя в скважину после завершения процесса формирования гидравлического разрыва и перевода скважины в режим эксплуатации. Дебит нефти (газа) в значительной степени зависит от большого количества параметров, таких как проницаемость формации, гидравлическое давление в формации, свойства добываемых текучих сред, форма зоны разрыва и т.д. Наиболее важным параметром, которым можно управлять и регулировать в процессе формирования гидравлического разрыва, является проницаемость слоя расклинивающего наполнителя. Существует множество примеров, когда повышение гидравлической проницаемости слоя расклинивающего наполнителя выше пределов стандартной технологии приводит к значительному повышению экономической эффективности процесса добычи.At the next stage, a proppant is added to the fracturing fluid, which is fed into the fracture. The proppant is delivered to the created hydraulic fracture and mechanically prevents the fracture walls from closing after the fracturing operation is terminated. Oil or gas enters the resulting fracture and begins to flow through the proppant layer into the well after completion of the formation of a hydraulic fracture and transfer of the well to the operating mode. The oil (gas) production rate largely depends on a large number of parameters, such as formation permeability, hydraulic pressure in the formation, properties of the produced fluids, the shape of the fracture zone, etc. The most important parameter that can be controlled and adjusted during the formation of a hydraulic fracture is the permeability of the proppant layer. There are many examples where increasing the hydraulic permeability of the proppant layer above the limits of standard technology leads to a significant increase in the economic efficiency of the mining process.
Уровень техникиThe level of technology
На сегодняшний день существует большое количество изобретений, целью которых является повышение гидравлической проницаемости гидравлического разрыва, сформированного в слое, содержащем углеводороды.To date, there are a large number of inventions whose purpose is to increase the hydraulic permeability of the hydraulic fracture formed in the layer containing hydrocarbons.
В одних изобретениях предлагаются способы создания высокопроницаемых каналов в слое расклинивающего наполнителя. Такие каналы не должны содержать расклинивающий наполнитель и будут представлять собой высокопроницаемые пути для текучей среды, содержащихся в коллекторе.Some inventions provide methods for creating highly permeable channels in a proppant layer. Such channels should not contain proppant and will be highly permeable paths to the fluid contained in the reservoir.
В патентах США №№ 3850247А1, 3592266, 5411091А1, 20050274523А1, 6776235 предлагается создавать высокопроницаемые каналы путем попеременного закачивания жидкостей для гидравлического разрыва, отличающихся по меньшей мере одним из параметров. Например, в патенте США 3592266 предлагается создавать неоднородность в слое расклинивающего наполнителя путем попеременного закачивания жидкостей, значительно различающихся по вязкости. В патенте США 6776235 предлагается использовать жидкости, различающиеся по способности переносить расклинивающий наполнитель и/или концентрацией расклинивающего наполнителя. Во всех вышеперечисленных патентах предполагается, что неоднородность, создаваемая на ранней стадии процесса формирования гидравлического разрыва, т.е. в период смешивания жидкостей и их закачки в скважину, будет сохраняться в течение всего процесса формирования гидравлического разрыва. Считается, что неоднородность закачиваемой жидкости для гидравлического разрыва приведет к неоднородности создаваемого слоя расклинивающего наполнителя.In US patent No. 3850247A1, 3592266, 5411091A1, 20050274523A1, 6776235 proposed to create highly permeable channels by alternately pumping fluids for hydraulic fracturing, differing in at least one of the parameters. For example, in US Pat. No. 3,592,266, it is proposed to create heterogeneity in the proppant layer by alternately injecting fluids that vary considerably in viscosity. In US Pat. No. 6,776,235, fluids differing in the ability to transfer proppant and / or concentration of proppant are proposed. In all the above patents, it is assumed that the heterogeneity created at the early stage of the formation of a hydraulic fracture, i.e. during the mixing of liquids and their injection into the well, it will be maintained during the entire process of formation of a hydraulic fracture. It is believed that the inhomogeneity of the injected fluid for hydraulic fracturing will lead to the heterogeneity of the created proppant layer.
Краткое описание изобретенияBrief description of the invention
Предлагается новый способ стимулирования дебита горизонтальных скважин. Указанный способ основан на применении принципа порционной закачки расклинивающего наполнителя в сочетании с разработанной стратегией перфорирования. Целью настоящего изобретения является значительное повышение проницаемости зоны разрыва за счет создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зоне разрыва.A new method is proposed to stimulate the flow rate of horizontal wells. This method is based on the application of the principle of batch injection of proppant in combination with the developed perforation strategy. The aim of the present invention is to significantly increase the permeability of the fracture zone by creating a non-uniform placement of the proppant in the fracture zone.
Подробное описание изобретения с примерами и чертежамиDetailed description of the invention with examples and drawings
В настоящем изобретении предлагается способ создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зонах гидравлического разрыва, создаваемых в горизонтальных скважинах, и создания, таким образом, сети каналов повышенной проницаемости для прохождения потока добываемых текучих сред. Гидравлический разрыв, неоднородно заполненный расклинивающим наполнителем, будет обладать значительно большей проницаемостью по сравнению со стандартным (с однородным размещением расклинивающего наполнителя) разрывом и, следовательно, позволит повысить дебит нефти и газа.The present invention proposes a method for creating an inhomogeneous placement of a proppant in hydraulic fracture zones created in horizontal wells, and thus creating a network of channels of increased permeability for passing a stream of produced fluids. A hydraulic fracture, non-uniformly filled with proppant, will have a much greater permeability compared to standard (with a uniform distribution of proppant) fracture and, therefore, will increase the flow of oil and gas.
Способ создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зоне разрыва основан на попеременном закачивании в зону разрыва жидкости для гидравлического разрыва и содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва в сочетании со специальной схемой перфорирования скважины.The method of creating a non-uniform placement of the proppant in the fracture zone is based on alternately pumping a hydraulic fracturing fluid and a hydraulic fracturing fluid containing a proppant in the fracture zone in combination with a special well punching scheme.
Настоящее изобретение не предлагает попеременное закачивание жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель, а направлено на использование новых схем перфорирования.The present invention does not offer alternate injection of hydraulic fracturing fluid and hydraulic fracturing fluid containing proppant, but is directed to the use of new perforating schemes.
- 1 016864- 1 016864
Попеременное закачивание жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель, состоит из ряда стадий, подробно описанных ниже.Alternately pumping a hydraulic fracturing fluid and a hydraulic fracturing fluid containing proppant consists of a series of steps, described in detail below.
Первая стадия представляет собой закачивание жидкости для гидравлического разрыва с последующим созданием и распространением разрыва пласта.The first stage is the injection of a hydraulic fracturing fluid followed by the creation and propagation of a fracturing.
Вторая стадия представляет собой добавление к жидкости для гидравлического разрыва заданного количества расклинивающего наполнителя с использованием специального оборудования (не являющегося предметом настоящего изобретения). Заданный объем расклинивающего наполнителя, смешанного с жидкостью для гидравлического разрыва (с заданной концентрацией расклинивающего наполнителя), называется порцией расклинивающего наполнителя. Она закачивается по скважине до зоны перфорирования. Объем порции расклинивающего наполнителя является важным параметром и оказывает значительное влияние на необходимые свойства получаемого гидравлического разрыва. Для расчета данного объема необходимо знать такие характеристики формации, как модуль Юнга породы и давление закрытия трещины. В зависимости от этих характеристик нефте- или газосодержащей породы рассчитываются размеры порций расклинивающего наполнителя таким образом, что закачанные порции расклинивающего наполнителя удерживают сформированную трещину от закрытия. Было обнаружено, что для достижения значительного повышения проницаемости необходимо, чтобы время нагнетания одной порции расклинивающего наполнителя с поверхности составляло менее 30-40 с при стандартной скорости закачки.The second stage is the addition of a predetermined amount of proppant to the hydraulic fracturing fluid using special equipment (which is not the subject of the present invention). A given volume of proppant mixed with a hydraulic fracturing fluid (with a given concentration of proppant) is called a portion of the proppant. It is pumped through the well to the perforation zone. The volume of the portion of the proppant is an important parameter and has a significant impact on the required properties of the resulting hydraulic fracture. To calculate this volume, it is necessary to know the characteristics of the formation, such as the Young's modulus of the rock and the crack closure pressure. Depending on these characteristics of the oil- or gas-containing rock, the sizes of the proppant portions are calculated in such a way that the injected portions of the proppant retain the formed crack from closing. It was found that in order to achieve a significant increase in permeability, it is necessary that the injection time of one portion of the proppant from the surface be less than 30-40 seconds at a standard injection rate.
Третья стадия представляет собой закачивание заданного объема не содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва. Объем жидкости, закачиваемый на третьей стадии, является ключевым параметром для создания неоднородной структуры расклинивающего наполнителя повышенной проницаемости. Объем жидкости, не содержащей расклинивающий наполнитель, определяют из таких характеристик, как модуль Юнга формации, давление закрытия трещины и размер стадии расклинивающего наполнителя. Было обнаружено, что время закачивания на третьей стадии должно составлять менее 30-40 с при стандартной величине закачки, что предотвращает сформированную трещину от закрытия.The third stage is the injection of a specified volume of a fluid that does not contain a proppant fluid for a hydraulic fracture. The volume of fluid injected in the third stage is a key parameter for creating a heterogeneous permeability proppant structure. The volume of fluid that does not contain a proppant is determined from such characteristics as the young's modulus of the formation, the crack closing pressure, and the size of the proppant stage. It was found that the injection time in the third stage should be less than 30-40 seconds with a standard injection amount, which prevents the fracture formed from closing.
Порцию расклинивающего наполнителя, сформированную на второй стадии, закачивают по скважине до зоны перфорирования. Порция расклинивающего наполнителя, достигшая зоны перфорирования, разделяется на ряд более мелких частей, так называемые колонки расклинивающего наполнителя. Количество и размер групп перфорационных отверстий и объем порции расклинивающего наполнителя определяют количество колонок, которые образуются из одной порции расклинивающего наполнителя. Колонки расклинивающего наполнителя доставляются в зону разрыва с жидкостью для гидравлического разрыва.A portion of the proppant formed in the second stage is pumped through the well to the perforation zone. The portion of the proppant that has reached the perforation zone is divided into a number of smaller parts, the so-called proppant columns. The number and size of perforation hole groups and the volume of the proppant portion determine the number of columns that are formed from a single portion of the proppant. The proppant columns are delivered to the fracture zone with hydraulic fracturing fluid.
Вторая и третья стадии повторяются необходимое количество раз. Продолжительность каждой стадии и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости могут варьироваться.The second and third stages are repeated as many times as necessary. The duration of each stage and the concentration of the proppant in the fluid may vary.
В результате такой обработки в гидравлическом разрыве образуются неоднородные структуры расклинивающего наполнителя. После закрытия трещины устойчивые формации расклинивающего наполнителя удерживают стенки трещины и предотвращают ее полное закрытие.As a result of this treatment, inhomogeneous structures of the proppant are formed in a hydraulic fracture. After the fracture is closed, the resistant formations of the proppant hold the fracture walls and prevent its complete closure.
Ключевым элементом настоящего изобретения является разработанная стратегия перфорирования. Данная стратегия будет различна для разных типов гидравлических разрывов в горизонтальных скважинах. В настоящее время известны два типа гидравлических разрывов в горизонтальных скважинах. Они различаются по направлению распространения трещины на продольные и поперечные разрывы.A key element of the present invention is the developed perforation strategy. This strategy will be different for different types of hydraulic fractures in horizontal wells. Currently, two types of hydraulic fractures in horizontal wells are known. They differ in the direction of crack propagation to longitudinal and transverse fractures.
В настоящем изобретении используются термины технологии перфорирования. Технологии перфорирования сами по себе не являются предметом настоящего изобретения, однако надлежащее описание данных технологий имеется в журнале ΟίΙΓίοΙά КсуЮу. осень 2006, с. 18-35, Νο\ν Ргаейсек ίο Епйапее РсгГогаЦоп ВекиЮ (Новые способы повышения эффективности перфорирования). В приводимом ниже описании даются ссылки на использование как ориентированных, так и неориентированных перфорационных технологий.In the present invention, the terms perforation technology are used. Perforation technologies themselves are not the subject of the present invention, but a proper description of these technologies is found in the journal XuYu. Autumn 2006, p. 18-35, Νο \ ν Ryajsejk Еο Epyapee RsgGog Tsop Veki Yu (New ways to improve the efficiency of punching). In the description below, references are made to the use of both oriented and non-oriented punching technologies.
Предлагаемая стратегия перфорирования состоит в следующем.The proposed punching strategy is as follows.
1. В случае продольного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания набора групп перфорационных каналов в сочетании с разработанной программой закачивания жидкости, согласно которой расклинивающий наполнитель закачивается отдельными порциями (фиг. 2). Под группами перфорационных отверстий подразумевается интервал перфорирования с высокой плотностью перфорирования. Группы отделены друг от друга неперфорированными интервалами.1. In the case of a longitudinal fracture, a non-uniform placement of the proppant is achieved by creating a set of groups of perforation channels in combination with the developed injection program, according to which the proppant is pumped in individual batches (Fig. 2). By groups of perforations, is meant a perforation interval with a high perforation density. Groups are separated from each other by non-perforated intervals.
2. В случае поперечного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания нескольких перфорационных каналов, расположенных в одной плоскости, но имеющих разную ориентацию относительно оси скважины (фиг. 4). Разделение порции расклинивающего наполнителя будет проходить в перфорационных каналах, направленных в разные стороны. В этом случае расклинивающий наполнитель необходимо закачивать в виде отдельных порций крайне малого объема для предотвращения обрушения соседних порций расклинивающего наполнителя в процессе перемещения.2. In the case of a transverse fracture, a non-uniform placement of the proppant is achieved by creating several perforations in the same plane, but with different orientations about the axis of the well (Fig. 4). The separation of the portion of the proppant will be held in the perforation channels directed in different directions. In this case, the proppant must be pumped as separate portions of extremely small volume to prevent collapsing of the adjacent portions of the proppant during the transfer.
- 2 016864- 2 016864
3. В случае поперечного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания нескольких перфорационных каналов, расположенных в одной плоскости, но имеющих разные фазы (фиг. 5). Расклинивающий наполнитель необходимо закачивать в виде отдельных порций крайне малого объема, отделяемых друг от друга порциями жидкости меньшей вязкости, не содержащими расклинивающего наполнителя. Жидкость малой вязкости без расклинивающего наполнителя разделяет порцию расклинивающего наполнителя за счет так называемого эффекта образования языков (Нотку С. УБсоик Гшдеппд ίη рогоик тсШа (Аппиа1 Ксу. οί Р1шб МесН., 1987, ν. 19, р. 271-314))3. In the case of a transverse fracture, a non-uniform placement of the proppant is achieved by creating several perforations in the same plane, but having different phases (Fig. 5). A proppant must be pumped in separate portions of extremely small volume, separated from each other by portions of a fluid of lower viscosity that do not contain a proppant. A low-viscosity fluid without a proppant separates a portion of the proppant due to the so-called tongue formation effect (Notcu C.
4. В случае продольного разрыва, ориентация перфорационных каналов (фазы мест перфорирования) относительно предпочтительной плоскости перфорирования может различаться для соседних перфорационных каналов в пределах одной и той же группы или для соседних групп (при этом ориентация всех перфорационных каналов в пределах одной группы остается одинаковой). Таким образом, в случае неориентированного перфорирования один перфорационный канал может иметь фазу 120°, а другой 60°. Либо, в случае ориентированного перфорирования, один перфорационный канал может иметь ориентацию 30° относительно предпочтительной плоскости перфорирования, а соседний - 10° относительно предпочтительной плоскости перфорирования. Такое варьирование ориентации перфорационных каналов приводит к различию в перепадах давления между скважиной и разрывом, что, в свою очередь, вызывает различие в скоростях прохождения порций расклинивающего наполнителя по соседним перфорационным каналам. За счет этого можно достичь необходимого эффекта, в результате которого соседние колонки расклинивающего наполнителя будут отделены друг от друга.4. In the case of a longitudinal rupture, the orientation of the perforations (phase of perforation) relative to the preferred perforation plane may differ for adjacent perforations within the same group or for neighboring groups (while the orientation of all perforations within the same group remains the same) . Thus, in the case of non-oriented punching, one perforation channel may have a phase of 120 °, and another 60 °. Or, in the case of oriented punching, one perforation channel may have an orientation of 30 ° relative to the preferred perforation plane, and a neighboring one 10 ° relative to the preferred perforation plane. Such a variation in the orientation of the perforation channels leads to a difference in pressure drops between the well and the fracture, which, in turn, causes a difference in the speeds of passage of the proppant portions along the adjacent perforation channels. Due to this, it is possible to achieve the desired effect, as a result of which the adjacent columns of the proppant will be separated from each other.
Данная технология иллюстрируется на фиг. 6. За счет изменения угла ориентации перфорационных каналов относительно главной предпочтительной плоскости перфорирования можно обеспечить различие между гидравлическим сопротивлением двух соседних групп перфорационных каналов, что приведет к четкому разделению двух соседних колонок расклинивающего наполнителя. На фиг. 5 изображены перфорационные каналы с углом 180°, однако очевидно, что применение данной технологии модулирования угла ориентации не ограничивается случаем перфорационных каналов, ориентированных под углом 180°. Варьирование гидравлического сопротивления околоскважинного пространства за счет модуляции угла ориентации можно сочетать с другим способом фазирования перфорационных каналов, включая фазирование с углом 60°.This technology is illustrated in FIG. 6. By changing the orientation angle of the perforations relative to the main preferred perforation plane, it is possible to distinguish between the hydraulic resistance of two adjacent groups of perforations, which will lead to a clear separation of two adjacent columns of the proppant. FIG. 5 shows perforation channels with an angle of 180 °, however, it is obvious that the use of this technology for modulating the orientation angle is not limited to the case of perforation channels oriented at an angle of 180 °. Varying the hydraulic resistance of the near-wellbore space due to the modulation of the orientation angle can be combined with another method of phasing perforations, including phasing at 60 °.
Таким образом, предлагаемый новый способ формирования гидравлического разрыва включает следующие ключевые стадии.Thus, the proposed new method of forming a hydraulic fracture includes the following key stages.
1. Гидравлический разрыв горизонтальных скважин за счет попеременного закачивания жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель.1. Hydraulic fracturing of horizontal wells due to alternate injection of hydraulic fracturing fluid and hydraulic fracturing fluid containing proppant.
2. Применение разработанной стратегии перфорирования с созданием кластеров перфорационных каналов с различной плотностью перфорационных каналов. В качестве крайнего случая возможно создание перфорационных каналов. Тип применяемой стратегии перфорирования зависит от режима образования разрыва.2. Application of the developed perforation strategy with the creation of clusters of perforation channels with different density of perforation channels. As an extreme case, the creation of perforations is possible. The type of punching strategy used depends on the mode of formation of the gap.
3. В случае продольного разрыва время закачивания порции расклинивающего наполнителя (стадия 2) и чистой жидкости для гидравлического разрыва (стадия 3) должно быть небольшим. Согласно проведенным расчетам значительное повышение гидравлической проницаемости трещины достигается, когда время стадий 2 и 3 составляет менее 30-40 с.3. In the case of a longitudinal rupture, the injection time of the portion of the proppant (stage 2) and clean hydraulic fracturing fluid (stage 3) should be small. According to the calculations, a significant increase in the hydraulic permeability of cracks is achieved when the time of stages 2 and 3 is less than 30-40 s.
4. В случае поперечного разрыва объем жидкости для гидравлического разрыва с расклинивающим наполнителем и чистой жидкости для гидравлического разрыва, проходящие через интервал перфорирования, должны быть очень маленькими для достижения значительного роста проницаемости. Желаемый эффект можно достичь с применением технологии ограниченной подачи жидкостей и одновременного создания нескольких поперечных разрывов. Время закачивания на стадиях 2 и 3 в данном случае должно быть менее 30-40 с. Это приведет к тому, что на стадиях 2 и 3 закачивания количества чистой жидкости и жидкости с расклинивающим наполнителем, поступающие в один поперечный разрыв, оказывается незначительным, что обеспечивает повышение проницаемости трещины.4. In the case of a transverse fracture, the volume of hydraulic fracturing fluid with proppant and clean hydraulic fracturing fluid passing through the perforation interval should be very small to achieve a significant increase in permeability. The desired effect can be achieved with the use of technology of limited supply of liquids and the simultaneous creation of several transverse gaps. Injection time at stages 2 and 3 in this case should be less than 30-40 s. This will lead to the fact that in stages 2 and 3 of pumping the amount of pure fluid and liquid with proppant flowing into one transverse gap turns out to be insignificant, which increases the fracture permeability.
Описание чертежейDescription of the drawings
На фиг. 1 изображен стандартный процесс однородного размещения расклинивающего наполнителя для создания продольного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 - скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке.FIG. 1 depicts a standard process for uniform placement of proppant to create a longitudinal fracture in a horizontal well (fracture stage). Legend: 1 - well, 2 - proppant, 3 - arrangement of perforations in the casing.
На фиг. 2 изображен процесс неоднородного размещения расклинивающего наполнителя для создания продольного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке.FIG. 2 depicts the process of non-uniform placement of proppant to create a longitudinal fracture in a horizontal well (fracturing stage). Legend: 1 well, 2 - proppant, 3 - the location of the perforations in the casing.
На фиг. 3 изображен вариант неоднородного размещения расклинивающего наполнителя для создания поперечного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечный разрыв.FIG. 3 depicts a variant of the non-uniform placement of the proppant to create a transverse fracture in a horizontal well (fracturing stage). Legend: 1 well, 3 - arrangement of perforation channels in the casing, 4 - transverse fracture.
- 3 016864- 3 016864
На фиг. 4 изображена схема неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в поперечном разрыве. Порция расклинивающего наполнителя, поступающая в зону перфорирования, разделяется в перфорационных отверстиях на соответствующее количество колонок расклинивающего наполнителя, распространяющихся в скважине в радиальном направлении. Обозначения: 1 - скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечные разрывы.FIG. 4 shows a diagram of the non-uniform placement of proppant in a transverse fracture. A portion of the proppant entering the perforation zone is divided in the perforation holes into a corresponding number of proppant columns extending in the well in the radial direction. Legend: 1 - well, 3 - arrangement of perforation channels in the casing, 4 - transverse fractures.
На фиг. 5 изображена схема неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в поперечном разрыве. Представлен вид порции расклинивающего наполнителя с последующей порцией жидкости низкой вязкости. Обозначения: 1 - скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечный разрыв, 5 - закачанная жидкость низкой вязкости с эффектом образования языков между колонками расклинивающего наполнителя.FIG. 5 shows a diagram of the inhomogeneous placement of the proppant in the transverse fracture. Presents a view of a portion of proppant with a subsequent portion of low viscosity fluid. Designations: 1 - well, 2 - proppant, 3 - arrangement of perforation channels in the casing, 4 - transverse fracture, 5 - pumped low viscosity fluid with the effect of tongue formation between the columns of the proppant.
На фиг. 6 изображен вариант варьирования ориентации перфорационных отверстий между соседними группами. Такое варьирование приводит к тому, что величина перепада давления между перфорационными отверстиями будет различаться для соседних групп. Такое различие величин перепада давления приводит к разной скорости прохождения предварительно образованных колонок расклинивающего наполнителя через соседние группы перфорационных каналов, что предотвращает их объединение и, тем самым, обеспечивает неоднородное размещение расклинивающего наполнителя. Обозначения: 1 - скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 6 - направление роста разрыва, так называемая предпочтительная плоскость перфорирования.FIG. 6 shows a variation of the orientation of the perforations between adjacent groups. Such a variation leads to the fact that the magnitude of the pressure drop between the perforations will be different for neighboring groups. This difference in pressure drop leads to a different rate of passage of the pre-formed columns of the proppant through the adjacent groups of perforation channels, which prevents their combination and, thus, provides a heterogeneous placement of the proppant. Designations: 1 - well, 3 - arrangement of perforation channels in the casing, 6 - direction of growth of the fracture, the so-called preferred perforation plane.
Сущность разработанного технического решения может быть проиллюстрирована следующим примером.The essence of the developed technical solution can be illustrated by the following example.
Была сконструирована прозрачная ячейка, имитирующая стенки трещины, с размерами 1 мх40 смх 1 см. Через ячейку прокачивали жидкость для гидроразрыва пласта. Жидкость поступала в ячейку через отверстие диаметром 1 см, выполняющее роль перфорационного отверстия. Сквозь данную ячейку прокачивали сшитый гель с содержанием полисахарида 2,4 г/л. В качестве порции расклинивающего наполнителя использовался сшитый гель с содержанием полисахарида 2,4 г/л и с добавленным расклинивающего наполнителя ЛсРгас СВ 20/40. Содержание расклинивающего наполнителя было 960 г расклинивающего наполнителя к 1 л сшитого геля. При прокачивании чередующихся порций чистого геля и геля, содержащего расклинивающий наполнитель, через ячейку наблюдалось образование неоднородных колонок расклинивающего наполнителя. Скорость прокачивания варьировалась от 1 до 20 л/мин. При моделировании неоднородных колонок расклинивающего наполнителя в устройстве для определения гидравлической проницаемости материала было обнаружено значительное повышение гидравличесокй проницаемости ячейки. Обычная упаковка расклинивающего наполнителя обеспечивала гидравлическую проницаемость 150 Д при нагрузке 6,9 МПа в то время, как ячейка с неоднородными областями расклинивающего наполнителя обеспечивала значение гидравлической проницаемости в 3000 Д при нагрузке 6,9 МПа.A transparent cell was constructed, imitating fracture walls, with dimensions of 1 x 40 cm x 1 cm. A fracturing fluid was pumped through the cell. The liquid entered the cell through a hole with a diameter of 1 cm, which serves as a perforation hole. A cross-linked gel with a polysaccharide content of 2.4 g / l was pumped through this cell. As a portion of the proppant, a crosslinked gel with a polysaccharide content of 2.4 g / l and with an added proppant of LrsP 20 20 was used. The proppant content was 960 g of proppant to 1 liter of cross-linked gel. When pumping alternating portions of pure gel and gel containing proppant through the cell, formation of non-uniform proppant columns was observed. Pumping speeds ranged from 1 to 20 l / min. When modeling inhomogeneous proppant columns in a device for determining the hydraulic permeability of a material, a significant increase in the hydraulic permeability of the cell was found. Conventional packing of the proppant provided a hydraulic permeability of 150 D under a load of 6.9 MPa, while a cell with non-uniform areas of the proppant provided a hydraulic permeability of 3000 D under a load of 6.9 MPa.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2008/000051 WO2009096805A1 (en) | 2008-01-31 | 2008-01-31 | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070909A1 EA201070909A1 (en) | 2011-08-30 |
| EA016864B1 true EA016864B1 (en) | 2012-08-30 |
Family
ID=40913003
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070909A EA016864B1 (en) | 2008-01-31 | 2008-01-31 | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2235320A4 (en) |
| CN (1) | CN101952544B (en) |
| AU (1) | AU2008349610B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0821335A2 (en) |
| CA (1) | CA2711773C (en) |
| EA (1) | EA016864B1 (en) |
| WO (1) | WO2009096805A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
| RU2616052C1 (en) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method development of shaly carbonate oil pays |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2010353524B2 (en) | 2010-05-17 | 2015-11-12 | Schlumberger Technology B.V. | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments |
| CN102155208B (en) * | 2011-03-01 | 2013-04-10 | 西南石油大学 | Method for improving effective paving of propping agents in large and thick reservoir |
| US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| WO2012178026A2 (en) * | 2011-06-24 | 2012-12-27 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for determining spacing of hydraulic fractures in a rock formation |
| CA2841040A1 (en) | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| US8967262B2 (en) * | 2011-09-14 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining fracture spacing and well fracturing using the method |
| AU2012322860A1 (en) * | 2011-10-12 | 2014-05-29 | Schlumberger Technology B.V. | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations |
| CN102364041B (en) * | 2011-10-26 | 2014-03-26 | 王胜存 | Oil extraction method for establishing oil permeable water stop sieve by filling fusheng sand in horizontal well fracture |
| WO2014028432A1 (en) * | 2012-08-13 | 2014-02-20 | Schlumberger Canada Limited | Competition between transverse and axial hydraulic fractures in horizontal well |
| CA2884071A1 (en) | 2012-09-10 | 2014-03-13 | Schlumberger Canada Limited | Method for transverse fracturing of a subterranean formation |
| CN103087699B (en) * | 2012-12-27 | 2015-05-20 | 中国石油化工股份有限公司 | Sand-carrying profile control agent composition of fracture-cave type oil deposit and profile control method of profile control agent |
| CN103195402B (en) * | 2013-04-12 | 2015-12-09 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | A kind of system and method for staged fracturing of coal bed gas well |
| US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
| CN103306659B (en) * | 2013-07-04 | 2016-05-18 | 中国石油大学(华东) | A kind of fracturing technology of realizing superelevation flow conductivity |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| US10221667B2 (en) | 2013-12-13 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Laser cutting with convex deflector |
| US10273787B2 (en) | 2013-12-13 | 2019-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Creating radial slots in a wellbore |
| CA2935543A1 (en) * | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for well treatment |
| RU2688700C2 (en) | 2014-06-30 | 2019-05-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of planning operating and injection wells |
| RU2551571C1 (en) * | 2014-09-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
| EP3212884B1 (en) | 2014-10-30 | 2021-03-03 | Services Petroliers Schlumberger | Method of creating radial slots in a subterranean formation |
| CA2977373A1 (en) | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Schlumberger Canada Limited | Vertical drilling and fracturing methodology |
| CN105386746A (en) * | 2015-11-18 | 2016-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well hydraulic fracturing perforation method |
| US11840909B2 (en) | 2016-09-12 | 2023-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
| WO2018129136A1 (en) | 2017-01-04 | 2018-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extnded tunnels |
| WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release of hose |
| US11203901B2 (en) | 2017-07-10 | 2021-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Radial drilling link transmission and flex shaft protective cover |
| US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| RU2153064C1 (en) * | 2000-01-11 | 2000-07-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Oil-pool development method |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
-
2008
- 2008-01-31 CA CA2711773A patent/CA2711773C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-01-31 WO PCT/RU2008/000051 patent/WO2009096805A1/en active Application Filing
- 2008-01-31 EP EP08793994.8A patent/EP2235320A4/en not_active Withdrawn
- 2008-01-31 BR BRPI0821335-6A patent/BRPI0821335A2/en not_active IP Right Cessation
- 2008-01-31 CN CN200880125456.3A patent/CN101952544B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-01-31 AU AU2008349610A patent/AU2008349610B2/en not_active Ceased
- 2008-01-31 EA EA201070909A patent/EA016864B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| RU2153064C1 (en) * | 2000-01-11 | 2000-07-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Oil-pool development method |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
| RU2616052C1 (en) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method development of shaly carbonate oil pays |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009096805A1 (en) | 2009-08-06 |
| EA201070909A1 (en) | 2011-08-30 |
| CN101952544A (en) | 2011-01-19 |
| AU2008349610B2 (en) | 2012-04-12 |
| BRPI0821335A2 (en) | 2015-06-16 |
| EP2235320A1 (en) | 2010-10-06 |
| WO2009096805A8 (en) | 2015-05-14 |
| CA2711773A1 (en) | 2009-08-06 |
| AU2008349610A1 (en) | 2009-08-06 |
| CA2711773C (en) | 2013-03-19 |
| CN101952544B (en) | 2013-09-11 |
| EP2235320A4 (en) | 2016-03-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016864B1 (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| Zhdanov et al. | Application of foam for gas and water shut-off: review of field experience | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| WO2010044697A1 (en) | Method for hydraulically fracturing a low permeability subsurface formation | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CN107435535A (en) | A kind of method that exploitation high dip angle heavy crude reservoir is driven using plane gravity | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| EA012022B1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2459070C1 (en) | Method for development of water-flooded oil formation at last stage | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2485300C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2490439C1 (en) | Development method of oil deposit in fractured reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |