NL8702612A - Method with limited access for simultaneously producing a large number of fractures in bevel well holes. - Google Patents
Method with limited access for simultaneously producing a large number of fractures in bevel well holes. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8702612A NL8702612A NL8702612A NL8702612A NL8702612A NL 8702612 A NL8702612 A NL 8702612A NL 8702612 A NL8702612 A NL 8702612A NL 8702612 A NL8702612 A NL 8702612A NL 8702612 A NL8702612 A NL 8702612A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- fractures
- formation
- holes
- well bore
- fracture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 31
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 92
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 50
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 40
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 43
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 2
- 241000722951 Annona Species 0.000 description 1
- 235000007755 Annona Nutrition 0.000 description 1
- 235000011518 Annona purpurea Nutrition 0.000 description 1
- 241000592817 Caddo Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008331 Pinus X rigitaeda Nutrition 0.000 description 1
- 235000011613 Pinus brutia Nutrition 0.000 description 1
- 241000018646 Pinus brutia Species 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Description
P & c ^P & c ^
W 2909-834 Ned.dB/LdBW 2909-834 Ned.dB / LdB
4 -1-4 -1-
Korte aanduiding: Werkwijze met beperkte toegang voor het tegelijk doen ontstaan van een groot aantal breuken in schuine putboringen,Short designation: Restricted access method for creating a large number of fractures in angled well bores simultaneously,
De uitvinding betreft het winnen van koolwaterstof media uit een formatie met lage doorlaatbaarheid, via een schuine putboring met een groot aantal vertikale breuken daarin. De gewenste breukplaatsen worden gekozen langs de putboring. De putboring wordt beurtelings geperforeerd op de 5 gekozen plaatsen. Daarna worden de perforaties hydraulisch gebroken op een wijze voor het tegelijk vormen van een groot aantal breuken.The invention relates to the recovery of hydrocarbon media from a low permeability formation, through an oblique wellbore with a large number of vertical fractures therein. The desired fracture sites are selected along the well bore. The well bore is perforated alternately at the 5 selected locations. Thereafter, the perforations are broken hydraulically in a manner to form a large number of fractures simultaneously.
Formaties met lage doorlaatbaarheid vragen in het algemeen sterke stimulatie om een productiviteit van de put te ontwikkelen die groot genoeg is om van commercieel belang te zijn. Hydraulisch breken met 10 gebruikmaking van brij geladen met een steunmiddel en/of zuur wordt het meeste gebruikt bij deze stimulatietoepassingen. Hoewel de productiviteit van een individuele put gewoonlijk voldoende is om winstgevende resultaten te verkrijgen, is daarbij een doelmatige winning van een groot percentage van de koolwaterstoffen ter plaatse niet verzekerd. Bijvoorbeeld is in de 15 Annona Chalk formatie van het veld van Caddo Pine Island in noordwest Louisiana hydraulisch maken van breuken toegepast als een deel van de aanvankelijke voltooiingsprocedure voor de meeste putten. Hoewel dit een aanvaardbare winstgevendheid voor de meeste putten geeft, is de geprojecteerde cumulatieve winning voor het terrein slechts 15% van de oorspronke-20 lijke olie ter plaatse (00ΙΡ).Low permeability formations generally require strong stimulation to develop a well productivity large enough to be of commercial interest. Hydraulic fracturing using slurry loaded with a proppant and / or acid is most commonly used in these stimulation applications. While the productivity of an individual well is usually sufficient to yield profitable results, efficient recovery of a large percentage of the hydrocarbons on site is not ensured. For example, in the 15 Annona Chalk formation of the Caddo Pine Island field of northwest Louisiana, hydraulic fracturing has been used as part of the initial completion procedure for most wells. Although this provides acceptable profitability for most wells, projected cumulative site extraction is only 15% of the original oil on site (00ΙΡ).
Een werkwijze voor het vergroten van het winningspereentage is het verkleinen van de afstand tussen putten, hetgeen, wanneer men in aanmerking neemt, dat elke put gebroken is, neerkomt op het verminderen van de afstand tussen breuken. Een andere wijze voor het verminderen van de 25 afstand tussen breuken wordt beschreven in Amerikaans octrooischrift 3.835.928. Daarin wordt een werkwijze gegeven voor het boren van een schuine putboring in een richting in hoofdzaak loodrecht op de voorkeursrichting van de veroorzaakte breuken en dan het doen ontstaan van een groot aantal vertikale breuken van de schuine putboring uit. Dit werd 30 tot stand gebracht door het kiezen van afzonderlijke plaatsen langs de putboring en het beurtelings perforeren en behandelen van elk stel perforaties afzonderlijk. De normale praktijk in schuine putboringen is het perforeren met een grote schotdichtheid voor het doen ontstaan van een enkele vertikale breuk.One method of increasing the recovery rate is to decrease the spacing between wells, which, taking into account that each well is broken, amounts to reducing the spacing between fractures. Another way of reducing the distance between fractures is described in US Pat. No. 3,835,928. Therein, a method is provided for drilling an oblique well bore in a direction substantially perpendicular to the preferred direction of the fractures caused and then generating a large number of vertical fractures of the oblique well bore. This was accomplished by selecting separate locations along the wellbore and alternating perforating and treating each set of perforations individually. Normal practice in oblique wellbore is high bulk density punching to create a single vertical fracture.
35 Wat daarom nodig is, is een werkwijze voor het tegelijk doen ontstaan van een groot aantal vertikale breuken in een schuine putboring, gelegen .8702312 i ' -2- in een onderaardse formatie of reservoir.Therefore, what is needed is a method of simultaneously creating a large number of vertical fractures in an oblique wellbore located in a subterranean formation or reservoir.
De uitvinding is gericht op een werkwijze met beperkte toegang voor het tegelijk doen ontstaan van een groot aantal vertikale breuken in een schuine putboring, die door een onderaardse formatie verloopt. De werkwijze 5 omvat het bepalen van de afstand waarover de schuine putboring moet verlopen voor het verkrijgen van de doelmatigste en nuttigste winning van een gewenst materiaal, het boren van een schuine putboring over een bepaalde afstand voor het verkrijgen van de doelmatigste en nuttigste winning van het gewenste materiaal, het plaatsen van een bekledingsbuis 10 in de schuine putboring, het bepalen van het aantal en de afmetingen van de te maken perforaties in de bekledingsbuis, voor het vormen van breuken op gewenste plaatsen, nadat beslist is welk behandelingsmedium voor de breuken gebruikt zal worden, de verpompte hoeveelheid van het medium en de drukval over de perforaties die nodig is om het medium 15 door alle gaten af te buigen, de pompomstandigheden die worden toegepast voor het behandelingsmedium bij een druk en een hoeveelheid die voldoende zijn om tegelijk een groot aantal vertikale breuken in de formatie te doen ontstaan, het perforeren van de putboring voor het maken van gaten daarin in het bepaalde aantal en met de bepaalde afmetingen, 20 voldoende voor het doen ontstaan van de breuken wanneer een behandelingsmedium door de boring wordt gevoerd in een bepaalde pomphoeveelheid en het veroorzaken van een druk op het behandelingsmedium met een hoeveelheid en met een pompsnelheid voldoende voor het tegelijk doen ontstaan van een groot aantal vertikale breuken in de formatie door 25 de gaten.The invention is directed to a limited access method for simultaneously creating a plurality of vertical fractures in an oblique wellbore passing through a subterranean formation. The method 5 comprises determining the distance the oblique well bore must travel for obtaining the most efficient and useful extraction of a desired material, drilling an oblique well bore over a given distance to obtain the most efficient and useful extraction of the desired material, placing a casing 10 in the bevel well bore, determining the number and dimensions of the perforations to be made in the casing, to form fractures at desired locations, after deciding which treatment medium will be used for the fractures the pumped amount of the medium and the pressure drop across the perforations needed to deflect the medium 15 through all holes, the pumping conditions applied for the treatment medium at a pressure and an amount sufficient to simultaneously control a large number of creating vertical fractures in the formation, perforating the wellbore for making of holes therein in the given number and of the given dimensions, sufficient to cause the fractures to occur when a treatment medium is passed through the bore in a given pumping amount and causing a pressure on the treatment medium with a quantity and at a pumping speed sufficient to cause a large number of vertical fractures in the formation through the holes at the same time.
De tekening is een schematisch aanzicht van een schuine putboring met tegelijk tot stand gebrachte vertikale breuken in een groot aantal, uitgaande van perforaties daarin, waarbij de putboring ligt in een formatie waarvan het gewenst is bestanddelen te verwijderen.The drawing is a schematic view of an oblique wellbore with vertical fractures accomplished simultaneously in a plurality, starting from perforations therein, the wellbore being in a formation from which it is desired to remove components.
30 De uitvinding is gericht op een werkwijze voor het tegelijktijdig doen ontstaan van een groot aantal vertikale breuken van een schuine putboring uit. Het is vaak nodig een groot aantal vertikale breuken te doen ontstaan in een formatie om gewenste bestanddelen daaruit te winnen. Dit is nodig omdat vaak de formatie niet zo doorlaatbaar is 35 als men zou wensen. Deze uitvinding, zoals hieronder wordt beschreven, kan voor veel toepassingen worden gebruikt.The invention is directed to a method for simultaneously producing a large number of vertical fractures of an oblique well bore. It is often necessary to generate a large number of vertical fractures in a formation to recover desired components therefrom. This is necessary because often the formation is not as permeable as one would wish. This invention, as described below, can be used for many applications.
Eén van deze toepassingen is het vergemakkelijken van het verwijderen van erts uit een formatie die dit erts bevat. Amerikaans octrooischrift 3.896.879 beschrijft een werkwijze voor het vergroten van 40 de doorlaatbaarheid van een onderaartse formatie, waardoor tenminste . 8 7 0 2 6 1 2 i -3- 4 één put loopt, die verloopt van het oppervlak aan de aarde tot in de formatie. Deze werkwijze omvat het injecteren van een waterige waterstof-peroxide-oplossing, die een stabiliseermiddel bevat, door de put in de onderaardse formatie. Na het injecteren diffundeert de oplossing in de 5 breuken van de formatie rond de put. Het stabiliseermiddel reageert met metaalwaarden in de formatie, waardoor het waterstof-peroxide uiteen kan vallen. Het uiteen vallen van het waterstof-peroxide doet een gasvormig medium ontstaan, dat extra breuken van de formatie veroorzaakt.One of these applications is to facilitate the removal of ore from a formation containing this ore. U.S. Pat. No. 3,896,879 discloses a method of increasing the permeability of a subterranean formation, whereby at least. 8 7 0 2 6 1 2 i -3- 4 one well runs, which runs from the surface of the earth to the formation. This method involves injecting an aqueous hydrogen peroxide solution containing a stabilizer through the well into the subterranean formation. After injection, the solution diffuses into the fractures of the formation around the well. The stabilizer reacts with metal values in the formation, allowing the hydrogen peroxide to decompose. The decomposition of the hydrogen peroxide creates a gaseous medium, causing additional fractures of the formation.
Volgens het octrooischrift wordt een werkwijze toegepast voor het 10 vergroten van de breukafmetingen voor het verkrijgen van een verhoogd verwijderen van kopererts uit een formatie. Door toepassing van de onderhavige uitvinding zal de doorlaatbaarheid worden vergroot doordat extra breuken worden veroorzaakt.According to the patent, a method is used to increase the fracture dimensions to obtain an increased removal of copper ore from a formation. By using the present invention, the permeability will be increased by causing additional fractures.
Behalve voor het verwijderen van ertsen, in het bijzonder koperertsen 15 en ijzerertsen uit een formatie, kan de onderhavige uitvinding gebruikt worden voor het doelmatiger winnen van aardwarmte door het doen ontstaan van meer breuken. Een werkwijze voor het winnen van aardwarmte is beschreven in Amerikaans octrooischrift 3.863.709. Dit octrooischrift beschrijft een werkwijze en een systeem voor het winnen van aardwarmte uit een 20 onderaardse aardwarmteformatie met een de voorkeur verdienende vertikale breukrichting. Tenminste twee schuine boringen worden aangebracht, die verlopen in de aardwarmteformatie in een richting dwars op de de voorkeur verdienende vertikale breukrichting. Een aantal vertikale breuken worden hydraulisch gevormd, zodat zij de schuine boringen snijden. Daarna 25 wordt een medium geïnjecteerd via één put in de breuken voor het opnemen van warmte uit de aardwarmteformatie en wordt het verhitte medium via een andere put uit de formatie gewonnen.In addition to removing ores, especially copper ores and iron ores from a formation, the present invention can be used to more efficiently extract geothermal heat by creating more fractures. A method of recovering geothermal heat is described in U.S. Patent 3,863,709. This patent describes a method and system for recovering geothermal heat from a subterranean geothermal heat formation with a preferred vertical fracture direction. At least two oblique bores are made which extend in the geothermal heat formation in a direction transverse to the preferred vertical fracture direction. A number of vertical fractures are formed hydraulically so that they cut the angled bores. Thereafter, a medium is injected through one well into the fractures to absorb heat from the geothermal heat formation and the heated medium is recovered from the formation through another well.
De uitvinding kan ook worden gebruikt voor het afvoeren van warmte-energie die geproduceerd wordt tijdens het ter plaatse verbranden van 30 steenkool, door het vormen van extra breuken. Een werkwijze waarbij warmte-energie aldus wordt geproduceerd door ter plaatse verbranding van steenkool is beschreven in Amerikaans octrooischrift 4.019.577. Daarin is een werkwijze gegeven voor het winnen van warmte-energie uit een steenkool-formatie die een de voorkeur verdienende vertikale breukrichting heeft.The invention can also be used to dissipate heat energy produced during the on-site combustion of coal by forming additional fractures. A method in which heat energy is thus produced by on-site combustion of coal is described in U.S. Patent 4,019,577. It provides a method of recovering heat energy from a coal formation having a preferred vertical fracture direction.
35 Een injectieput en een productieput worden aangebracht verlopend in de steenkoolformatie en een vertikale breuk wordt gevormd door hydraulische breuktechnieken. Deze breuken worden voortgezet in de steenkoolformatie tot zij verbonden zijn met de beide punten. De vertikale breuk wordt slechts in het onderste deel gesteund. Daarna wordt een de verbranding 40 ondersteunend gas in het ondersteunde deel van de breuk geblazen en .8702612 -4- wordt de steenkool aangestoken. Het inblazen van het de verbranding onderhoudende gas wordt voortgezet voor het voortbewegen van een verbrandings-gebied langs het ondersteunde deel van de breuk en in het verbrandings-gebied ontwikkelde hete productiegassen dienen voor het winnen van de 5 warmte of de warmte-energie van de steenkool. Ook kan water in de breuk gespoten worden voor het transport van de warmte, die een gevolg is van de verbranding van de steenkool, naar de productieput voor het winnen ervan. Zowel de injectie- als de productieputten kunnen schuine putten zijn, die door de koolformatie lopen in een richting dwars op de de voor-10 keur verdienende breukrichting.An injection well and a production well are formed running in the coal formation and a vertical fracture is formed by hydraulic fracturing techniques. These fractures continue in the coal formation until they are connected to both points. The vertical fracture is supported only in the bottom part. Thereafter, a gas supporting the combustion 40 is blown into the sustained portion of the fracture and the coal is ignited. Blow-in of the combustion-sustaining gas is continued to advance a combustion region along the sustained portion of the fracture and hot production gases generated in the combustion region serve to recover the heat or heat energy from the coal . Water can also be injected into the fracture to transport the heat resulting from the combustion of the coal to the production well for extraction. Both the injection wells and the production wells may be oblique wells that pass through the coal formation in a direction transverse to the preferred fracture direction.
Het winnen van warmte-energie uit onderaardse formaties kan ook worden gebruikt voor het doen ontstaan van stoom. Een werkwijze voor een dergelijke winning is beschreven in Amerikaans octrooischrift 4.015.663.The extraction of heat energy from subterranean formations can also be used to generate steam. A method for such recovery is described in U.S. Patent 4,015,663.
In de praktijk van deze uitvinding, zoals weergegeven in de 15 tekening, wordt een schuine putboring 12 aangebracht in de bruikbare zone van de formatie 10. De putboring 12 gaat door de formatie 10 waaruit men een onderaards produkt wenst te verwijderen, zoals ijzer, kopererts, uraanerts, aardwarmte» steenkool, oliehoudende leisteen of koolwaterstof-media. Een schuine boring wordt geboord door de formatie 10 in een 20 richting die voldoende loodrecht staat op de voorkeursrichting van de breuken, die loodrecht staat op de kleinste horizontale hoofdspanning ter plaatse, waarin men gelijktijdig een groot aantal vertikale breuken wenst te doen ontstaan.In the practice of this invention, as shown in the drawing, an oblique well bore 12 is made in the usable zone of the formation 10. The well bore 12 passes through the formation 10 from which it is desired to remove a sub-product such as iron, copper ore , uranium ore, geothermal energy, coal, oily slate or hydrocarbon media. An oblique bore is drilled through the formation 10 in a direction sufficiently perpendicular to the preferred direction of the fractures, which is perpendicular to the smallest horizontal main stress at the site, in which it is desired to simultaneously generate a large number of vertical fractures.
Werkwijzen voor het bepalen van de voorkeursbreukrichting worden 25 beschreven in Amerikaans octrooischrift 3.547.198. Zoals daarin wordt gezegd, bestaat de voorkeurs breukrichting ten gevolge van natuurlijk optredende vlakken of zwakke plaatsen in de aardformaties. Het is bekend dat de onderaartse formaties naast elkaar liggen op een wijze, die soortgelijk is aan rotsen aan het oppervlak. Daardoor kunnen oppervlak-30 metingen gebruikt worden als een redelijk nauwkeurige aanwijzing voor de voorkeurs breukrichting. De voorkeurs-breukrichting kan ook worden bepaald uit metingen, gedaan in putten, die lopen door een van belang zijnde onderaardse formatie. Bijvoorbeeld kunnen metingen met een afdrukpakker worden gedaan in het gehele gebied voor het bepalen 35 van de breukrichting. Televisiemetingen in boorgaten geven een bijzonder goede methode voor het bepalen van het verloop van de voorkeursbreuken. Televisiemetingen in boorgaten worden besproken in een artikel door J. Zemanek e.a., getiteld 'The Borehole Televiewer — A New Logging Concept for Fracture Location and Other Types of Borehole and Inspection.' 40 Journal of Petroleum Technology, Volume 21, juni 1969, biz.762 - 774.Methods for determining the preferred fracture direction are described in US Patent 3,547,198. As stated therein, the preferred fracture direction exists due to naturally occurring surfaces or weak spots in the earth formations. The subterranean formations are known to lie side by side in a manner similar to surface rocks. Therefore, surface measurements can be used as a fairly accurate indication of the preferred fracture direction. The preferred fracture direction can also be determined from measurements made in wells passing through an important subterranean formation. For example, measurements with a printing packer can be made in the entire area for determining the direction of breakage. Television measurements in boreholes provide a particularly good method for determining the course of the preferred fractions. Borehole television measurements are discussed in an article by J. Zemanek et al., Entitled 'The Borehole Televiewer - A New Logging Concept for Fracture Location and Other Types of Borehole and Inspection.' 40 Journal of Petroleum Technology, Volume 21, June 1969, biz. 762 - 774.
.8702612 *.8702612 *
JJ
* -5-* -5-
Andere wijzen voor het bepalen van de voorkeursrichting zijn beschreven in Amerikaans octrooischrift 3.285.335.Other ways of determining the preferred direction are described in U.S. Patent 3,285,335.
Wanneer de plaats van het breukvlak bepaald is, kan de richting van het schuine gat beschreven worden, hetzij met de hoek die dit maakt met 5 de richting van de maximale hoofdspanning of met de snijhoek die het boorgat maakt met het breukvlak, waarbij de snijhoek de hoek is tussen de lijn van het schuine boorgat met de lijn evenwijdig aan het breukvlak op het snijpunt tussen het boorgat en het vlak. Deze hoek kan elke hoek zijn die het doorlopen mogelijk maakt van de koolwaterstofformatie met 10 een richtingscomponent loodrecht op de voorkeursbreukrichting.When the location of the fracture surface is determined, the direction of the bevel hole can be described, either with the angle it makes with the direction of the maximum principal stress or with the angle of intersection of the hole with the fracture surface, the angle of intersection angle is between the line of the bevel hole with the line parallel to the fracture at the intersection between the hole and the plane. This angle can be any angle that allows traversing the hydrocarbon formation with a direction component perpendicular to the preferred fracture direction.
Voor het zo klein mogelijk maken van het aantal te boren gaten om een aantal vertikale breuken te doen ontstaan, ligt deze hoek tussen 10 en 90°, is bij voorkeur 30° of groter.To minimize the number of holes to be drilled to create a number of vertical fractures, this angle is between 10 and 90 degrees, preferably 30 degrees or greater.
Een andere hoek, waarmee men rekening moet houden, is de schuine 15 hoek met de vertikaal van de putboring, waar deze gaat door de van belang zijnde formatie. Deze hoek is kritisch voor de grootte van het boorgat dat in de van belang zijnde formatie ligt, waaruit een groot aantal breuken tegelijk kunnen worden gemaakt. Deze hoek moet 10 - 90° zijn. In de tekening is de schuine hoek weergegeven als 70° met de vertikaal, bij wijze 20 van voorbeeld.Another angle to be considered is the bevel angle with the well bore vertical as it passes through the formation of interest. This angle is critical to the size of the borehole lying in the formation of interest, from which a large number of fractures can be made simultaneously. This angle should be 10 - 90 °. In the drawing, the oblique angle is shown as 70 ° with the vertical, by way of example.
De putboring 12 zal daarin een bekledingsbuis hebben. De putboring 12 loopt tenminste in het onderste deel ervan zodanig schuin, dat hij door de onderaardse formatie 10 loopt onder een hoek van tenminste 10°, gemeten met de vertikaal en in een azimuth-richting dwars op de voorkeursbreuk-25 richting. Wanneer een bekledingsbuis wordt gebruikt, wordt deze in de putboring 12 gecementeerd. Daarna wordt de buis op bepaalde punten zodanig geperforeerd, dat bij de daarop volgende breukbehandelingen er ingepompte vloeistoffen in een flinke hoeveelheid door alle perforaties bewegen.The well bore 12 will have a casing therein. The well bore 12 is inclined at least in its lower portion such that it passes through the subterranean formation 10 at an angle of at least 10 ° measured with the vertical and in an azimuth direction transverse to the preferred fracture direction. When a casing is used, it is cemented into the well bore 12. The tube is then perforated at certain points in such a way that in the subsequent fracture treatments, pumped liquids move through all the perforations in a large amount.
Er is dus een beperkt aantal perforaties nodig en aangepast aan de pomp-30 opbrengst, voor het verkrijgen van een drukval over de perforaties, waarvan afbuigen van de vloeistof door alle gaten het gevolg is. De pompop-brengst moet tenminste 1-10 vaten per breuk zijn, waarbij elke breuk uitgaat van één of meer gaten, waardoor een drukval ontstaat van 1380 kPa (200 psi) of meer over het gat of de gaten. Het boorgat 12 wordt geper-35 foreerd voor het doen ontstaan van een aantal perforaties op bepaalde afstanden daarin. Deze perforaties liggen op een afstand van 3-30 meter (10 - 100 voet) zodat de gewenste breukafstand verkregen kan worden.Thus, a limited number of perforations are required and matched to the pump flow to obtain a pressure drop across the perforations resulting in deflecting of the liquid through all holes. Pump output should be at least 1-10 barrels per break, with each break starting from one or more holes, creating a pressure drop of 1380 kPa (200 psi) or more over the hole or holes. The borehole 12 is perforated to create a number of perforations at certain distances therein. These perforations are at a distance of 3-30 meters (10 - 100 feet) so that the desired breaking distance can be obtained.
Deze perforaties kunnen op elk niveau bestaan uit twee stellen perforaties die tegelijk worden gevormd aan weerszijden van het boorgat 12. Eén stel 40 kan een of meer perforaties omvatten. Bij voorkeur moeten deze perforaties . 8702612 * r -6- diameters hebben tussen 6,4 en 12,7 mm (¾ en % inch) en moeten zij in de omtreksrichting rond de bekledingsbuis worden geplaatst in het verwachte vlak van de veroorzaakte breuk. Andere perforatietechnieken, waardoor omstandigheden met beperkte toegang ontstaan en waardoor tegelijk een 5 groot aantal vertikale breuken worden veroorzaakt, kunnen worden gebruikt en zullen voor de deskundigen op dit gebied duidelijk zijn.These perforations at each level may consist of two sets of perforations which are simultaneously formed on either side of the borehole 12. One set 40 may comprise one or more perforations. These perforations should preferably be used. 8702612 * r -6- diameters are between 6.4 and 12.7 mm (¾ and% inch) and must be circumferentially placed around the casing in the expected plane of fracture caused. Other perforation techniques, which create restricted access conditions and at the same time cause a large number of vertical fractures, can be used and will be apparent to those skilled in the art.
Perforaties worden in het boorgat 12 zodanig aangebracht, dat de bepaalde juiste afstand ontstaat tussen de breuken, gebaseerd op de reser-voireigenschappen. Deze bepaling wordt gedaan voor het balanceren voor het 10 doelmatig leegmaken van het reservoir met de hoogste mate van winstgevendheid.Perforations are made in the borehole 12 such that the determined proper distance is created between the fractures based on the reservoir properties. This determination is made for balancing to efficiently empty the reservoir with the highest degree of profitability.
Voor het doen ontstaan van de gewenste gelijktijdige vertikale breuken in een groot aantal, wordt de putboring 12 zodanig geperforeerd dat de horizontale afstand tussen afzonderlijke of groepen van perforaties 15 gelijk is aan de voorkeursafstand tussen de breuken. Het aantal en de afmetingen van de perforaties worden bepaald door de pompopbrengst voor het behandelen van de breuken en door de drukval die nodig is om vloeistof door alle gaten af te buigen.To create the desired simultaneous vertical fractures in a large number, the well bore 12 is perforated such that the horizontal distance between individual or groups of perforations 15 is equal to the preferred distance between the fractures. The number and dimensions of the perforations are determined by the pump delivery for treating the fractures and by the pressure drop required to deflect fluid through all holes.
Volgens de tekening is de afstand tussen de vertikale breuken 20 bepaald op 6 m (20 voet). De formatiedikte is 30 m (100 voet). De horizontale afstand waarover de schuine putboring loopt wordt bepaald op 21 m (300 voet). Een putboring wordt geboord in het veelbelovende gebied van de formatie 10 die ongeveer onder 70° met de vertikaal loopt, waardoor ongeveer 16 breuken kunnen worden gemaakt uit deze putboring die door de 25 formatie 10 loopt. Wanneer men aanneemt, dat een pompopbrengst van 795 1/min (5 vaten per min, BPM) per breuk een minimum opbrengst is welke geschikt is voor het verkrijgen van geschikte breukgroei, zal de totale pompopbrengst voor de 16 breuken 12720 1/min (80 BPM) zijn. Door het gebruiken van perforaties van 12,7 mm (0,5 inch) en twee perforaties per 30 breuk (een totaal van 32 gaten) ontstaat een drukval over de perforaties van 1793 kPa (260 psi) volgens fig. 7-10, blz. 104 SPE Monograph 1 door G.C. Howard en C.R. Fast. Deze drukval is voldoende voor het met succes afbuigen van breukvloeistof door alle perforaties. Bij het uitoefenen van de bepaalde druk met de bepaalde opbrengst door de perforaties ontstaan 35 gelijktijdig een groot aantal vertikale breuken in de formatie 10.According to the drawing, the distance between the vertical fractures 20 is determined to be 6 m (20 feet). The formation thickness is 30 m (100 feet). The horizontal distance over which the angled well bore runs is determined to be 21 m (300 feet). A well bore is drilled in the promising region of the formation 10 which runs approximately below 70 ° with the vertical, allowing approximately 16 fractures to be made from this well bore passing through the formation 10. Assuming that a pump flow of 795 1 / min (5 barrels per min, BPM) per fraction is a minimum flow suitable for obtaining appropriate fracture growth, the total pump flow for the 16 fractions will be 12720 1 / min (80 BPM). Using 12.7 mm (0.5 inch) perforations and two perforations per 30 fractures (a total of 32 holes) creates a pressure drop across the perforations of 1793 kPa (260 psi) according to fig. 7-10, p. 104 SPE Monograph 1 by GC Howard and C.R. Fast. This pressure drop is sufficient to successfully deflect fracture fluid through all perforations. When the determined pressure with the determined yield is exerted through the perforations, a large number of vertical fractures in formation 10 simultaneously arise.
Breukvloeistoffen die gebruikt kunnen worden omvatten eenvoudige Newtonvloeistoffen, gels beschreven als Power Law vloeistoffen en zuren. Het gebruik van zuren voor een breukvloeistof is beschreven in Amerikaans octrooischrift 4.249.609. Dit octrooischrift wordt beschouwd 40 als hierin te zijn opgenomen. Het gebruiken van een gel als een .8702612 5 -7- breukvloeistof is besproken in Amerikaans octrooischrift 4.415.035.Fractional liquids that can be used include simple Newtonian liquids, gels described as Power Law liquids and acids. The use of fracture fluid acids is described in U.S. Patent 4,249,609. This patent is considered to be incorporated herein. The use of a gel as a .8702612-5 fluid is discussed in U.S. Patent 4,415,035.
Bij een voorkeurswijze van werken kunnen de perforaties 14, als weergegeven in de tekening, behandeld worden of 'opengebroken' vóór bet pompen in de hoofdbreukbehandeling. Een geschikte openbreekbehandeling 5 kan bestaan uit het pompen van een zuur, zoals zoutzuur, met een concentratie van 7,5 vol.% in een hoeveelheid van 3180 1/min (20 BPM). Bolafdichtingsorganen kunnen zijn opgenomen in het zuur voor het afstoppen van de perforaties 14 die het zuur opnemen. Daardoor kunnen andere perforaties worden geopend.In a preferred mode of operation, the perforations 14, as shown in the drawing, may be treated or "broken open" before pumping in the main fracture treatment. A suitable break-through treatment 5 may consist of pumping an acid, such as hydrochloric acid, at a concentration of 7.5% by volume in an amount of 3180 1 / min (20 BPM). Spherical sealers may be included in the acid to plug the perforations 14 that receive the acid. This allows other perforations to be opened.
10 Na de openbreekbehandeling wordt de hoofdbreukvloeistof in de putboring 12 gepompt, te beginnen met een voorkussenvolume of kusenvolume vóór het pompen van een vloeistof waarin zich een steunmiddel bevindt. Zuur, zoals zoutzuur, zou gebruikt kunnen worden in plaats van een breukvloeistof met een steunmiddel voor het verkrijgen van breuk-15 geleidingsvermogen door het etsen van de formatie in een koolstofreser-voir. Het kan ook gebruikt worden als middel voor het sterk vergroten van perforaties, zodat zij breukvloeistoffen opnemen. Het zuur kan ook worden gebruikt als een drager voor het steunmiddel, als een steunmiddel gewenst is. Behandelingsvolumes, die gebruikt kunnen worden, 20 kunnen worden gekozen op basis van de ontwerpspecificatie voor het verkrijgen van de gewenste specifieke breukafmetingen.After the rupture treatment, the main fracture fluid is pumped into the well bore 12, starting with a pre-cushion volume or cushion volume before pumping a fluid containing a proppant. Acid, such as hydrochloric acid, could be used in place of a fracture fluid with a support for obtaining fracture conductivity by etching the formation in a carbon reservoir. It can also be used as a means of greatly increasing perforations to absorb fracture fluids. The acid can also be used as a support for the support, if a support is desired. Treatment volumes that can be used can be selected based on the design specification to obtain the desired specific fracture dimensions.
Door het gebruiken van deze breukbehandeling met beperkte toegang in een schuine putboring kan een kleine afstand van breuken worden vekregen zonder dat afzonderlijke putten worden geboord. Er kan ook 25 een doelmatige lediging van het reservoir mee bereikt worden, zelfs bij reservoirs met zeer lage doorlaatbaarheid.By using this limited access fracture treatment in an angled well bore, a small distance from fractures can be obtained without drilling individual wells. It is also possible to achieve an efficient emptying of the reservoir, even with reservoirs with very low permeability.
Een andere toepassing van deze technologie is bij reservoirs die natuurlijke breuken hebben, waarvan de putproductiviteit sterk afhangt.Another application of this technology is in reservoirs that have natural fractures, the well productivity of which depends heavily.
Dit wordt bereikt doordat de schuine putboring zelf waarschijnlijk meer 30 natuurlijke breuken zal snijden dan een vertikale put. Even belangrijk is dat een groot aantal veroorzaakte vertikale breuken het aantal snijpunten met het natuurlijke breukennetwerk sterk zullen vergroten.This is accomplished in that the bevel well bore itself is likely to cut more natural fractures than a vertical well. It is equally important that a large number of vertical fractures caused will greatly increase the number of intersections with the natural fracture network.
De afstand van de veroorzaakte breuken kan gekozen worden op de basis van de blijkende verdeling van de natuurlijke breuken.The distance of the fractures caused can be chosen based on the apparent distribution of the natural fractures.
35 Vertikale gelijktijdige breuken, veroorzaakt in de schuine put boring volgens de uitvinding, maken de doelmatige toepassing van secundaire en tertiaire winningstechnieken in reservoirs met lage doorlaatbaarheid mogelijk, waarbij de toepassing van de bestaande technologie niet praktisch is. Het toepassen van de onderhavige uitvinding in combinatie 40 met het inspuiten van secundaire en tertiaire winningsvloeistoffen geeft .8702612 c * -8- de productie van reservoirvloeistoffen uit beurtelingse paren breuken op een doelmatige wijze binnen praktische tijdgrenzen.Vertical simultaneous fractures caused in the bevel well bore according to the invention allow the efficient application of secondary and tertiary recovery techniques in low permeability reservoirs, where the application of the existing technology is impractical. The use of the present invention in combination with the injection of secondary and tertiary recovery fluids efficiently produces reservoir fluids from alternating pairs of fractures within practical time limits.
5 ------------- . 8 7 0 2 6 1 25 -------------. 8 7 0 2 6 1 2
Claims (9)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US92946286A | 1986-11-12 | 1986-11-12 | |
| US92946286 | 1986-11-12 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8702612A true NL8702612A (en) | 1988-06-01 |
| NL193388B NL193388B (en) | 1999-04-01 |
| NL193388C NL193388C (en) | 1999-08-03 |
Family
ID=25457903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8702612A NL193388C (en) | 1986-11-12 | 1987-11-02 | A method for forcing fractures in an underground extraction formation according to preferred fracture surfaces present in that formation. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA1303972C (en) |
| GB (1) | GB2197364B (en) |
| NL (1) | NL193388C (en) |
| NO (1) | NO176588C (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008092241A1 (en) | 2007-01-29 | 2008-08-07 | Noetic Engineering Inc. | A method for providing a preferential specific injection distribution from a horizontal injection well |
| US8905133B2 (en) | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US10808497B2 (en) | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US11795377B2 (en) | 2015-12-21 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof |
| CN111648753B (en) * | 2020-05-11 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hydraulic fracturing crack distribution optimization method for newly drilled horizontal well in water injection development well network |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3835928A (en) * | 1973-08-20 | 1974-09-17 | Mobil Oil Corp | Method of creating a plurality of fractures from a deviated well |
| US4415035A (en) * | 1982-03-18 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Method for fracturing a plurality of subterranean formations |
-
1987
- 1987-11-02 NL NL8702612A patent/NL193388C/en not_active IP Right Cessation
- 1987-11-03 CA CA000550901A patent/CA1303972C/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-11-05 GB GB8726011A patent/GB2197364B/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-11-11 NO NO874694A patent/NO176588C/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO176588B (en) | 1995-01-16 |
| GB2197364A (en) | 1988-05-18 |
| NO176588C (en) | 1995-04-26 |
| CA1303972C (en) | 1992-06-23 |
| GB2197364B (en) | 1990-06-06 |
| NO874694L (en) | 1988-05-13 |
| NO874694D0 (en) | 1987-11-11 |
| NL193388B (en) | 1999-04-01 |
| GB8726011D0 (en) | 1987-12-09 |
| NL193388C (en) | 1999-08-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4867241A (en) | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores | |
| US2813583A (en) | Process for recovery of petroleum from sands and shale | |
| US4265310A (en) | Fracture preheat oil recovery process | |
| US3878884A (en) | Formation fracturing method | |
| US4889186A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
| US20110272153A1 (en) | Method and System For Enhancing A Recovery Process Employing One or More Horizontal Wellbores | |
| US20060201714A1 (en) | Well bore cleaning | |
| US9644463B2 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
| Zhang et al. | Experimental investigation into simultaneous and sequential propagation of multiple closely spaced fractures in a horizontal well | |
| Brown et al. | An analysis of hydraulically fractured horizontal wells | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| Barree et al. | Reservoir and completion considerations for the refracturing of horizontal wells | |
| Lei et al. | Impact of perforation on hydraulic fracture initiation and extension in tight natural gas reservoirs | |
| Ali | Non-thermal heavy oil recovery methods | |
| NL8702612A (en) | Method with limited access for simultaneously producing a large number of fractures in bevel well holes. | |
| CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
| RU2117764C1 (en) | Method for degassing of coal seams | |
| Holditch | Completion methods in coal-seam reservoirs | |
| US20060201715A1 (en) | Drilling normally to sub-normally pressured formations | |
| Gentzis | Review of the hydrocarbon potential of the Steele Shale and Niobrara Formation in Wyoming, USA: A major unconventional resource play? | |
| US4630868A (en) | Process for solution mining | |
| Martins et al. | Small, Highly Conductive Fractures Near Reservoir Fluid Contacts: Application to Prudhoe Bay | |
| Turta et al. | Toe-to-heel waterflooding. Part Ll: 3D laboratory-test results | |
| Humoodi et al. | Implementation of hydraulic fracturing operation for a reservoir in KRG | |
| Abel | Application of nitrogen fracturing in the Ohio Shale |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 20060601 |