NO176588B - Method for simultaneous induction of multiple fractures in aberrant wells - Google Patents
Method for simultaneous induction of multiple fractures in aberrant wells Download PDFInfo
- Publication number
- NO176588B NO176588B NO874694A NO874694A NO176588B NO 176588 B NO176588 B NO 176588B NO 874694 A NO874694 A NO 874694A NO 874694 A NO874694 A NO 874694A NO 176588 B NO176588 B NO 176588B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- deviation
- wellbore
- holes
- fractures
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 title description 2
- 230000001594 aberrant effect Effects 0.000 title 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 title 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 94
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 60
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 38
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 18
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 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
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims description 2
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation 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
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 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
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant 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
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører utvinning av hydrokarbonholdige fluider fra en formasjon med liten permeabilitet via et avviksbrønnhull som har flere vertikale frakturer deri. Ønskede fraktursteder velges langs brønnhullet. Brønnhullet blir vekselvis perforert ved de valgte stedene. Senere blir perforeringene frakturert hydraulisk på en slik måte at det samtidig dannes multippelfrakturer. The present invention relates to the extraction of hydrocarbon-containing fluids from a formation with low permeability via a deviation wellbore which has several vertical fractures therein. Desired fracture locations are selected along the wellbore. The well hole is alternately perforated at the selected locations. Later, the perforations are fractured hydraulically in such a way that multiple fractures are simultaneously formed.
Formasjoner med lav permeabilitet krever generelt betydelig stimulering for utvikling av brønnproduktivitet som er stor nok til å være av kommersiell verdi. Hydraulisk frakturering ved bruk av proppemiddelholdige oppslemminger og/eller syre, er mest vanlig benyttet i disse stimuleringsanvendelsene. Mens individuell brønnproduktivitet vanligvis er tilstrekkelig til å utvikle profitable resultater, blir effektiv utvinning av en betydelig prosentandel av hydrokarbonet som befinner seg på stedet, ikke sikret. F.eks., i Annona Chalk-formasjonen i Caddo Pine Island-feltet i nordvestre Louisiana har hydraulisk frakturering blitt benyttet som en del av den innledende kompletteringsmetoden i de fleste brønner. Mens dette resulterer i akseptabel lønnsomhet for de fleste brønner, er den prosjekterte kumulative utvinning for feltet bare 15$ for den opprinnelige olje-på-stedet (OOIP). Low permeability formations generally require significant stimulation to develop well productivity large enough to be of commercial value. Hydraulic fracturing using proppant-containing slurries and/or acid is most commonly used in these stimulation applications. While individual well productivity is usually sufficient to develop profitable results, efficient recovery of a significant percentage of the in-place hydrocarbon is not assured. For example, in the Annona Chalk Formation of the Caddo Pine Island field in northwestern Louisiana, hydraulic fracturing has been used as part of the initial completion method in most wells. While this results in acceptable profitability for most wells, the projected cumulative recovery for the field is only $15 for the original oil-in-place (OOIP).
En metode for økning av den prosentvise utvinning er å redusere mellomrommet mellom brønner som, når det tas i betraktning at hver brønn fraktureres, er ensbetydende med redusering av avstanden mellom frakturer. En annen metode for nedsettelse av avstanden mellom frakturer er beskrevet i US patent 3.835.928. Her beskrives en fremgangsmåte for boring av et avviksbrønnhull i en retning som i det vesent-lige er normal på den foretrukne induserte frakturorientering, og deretter dannes flere vertikale frakturer fra avviksbrønnhullet. Dette ble oppnådd ved å velge individuelle steder langs brønnhullet og vekselvis perforere og behandle hvert sett av perforeringer individuelt. Den normale praksis for avviksbrønnhull er å perforere med en høy skuddensitet for å skape en enkelt, vertikal fraktur. One method of increasing the percentage recovery is to reduce the space between wells which, when it is taken into account that each well is fractured, is tantamount to reducing the distance between fractures. Another method for reducing the distance between fractures is described in US patent 3,835,928. Here is described a method for drilling a deviation wellbore in a direction which is essentially normal to the preferred induced fracture orientation, and then several vertical fractures are formed from the deviation wellbore. This was achieved by selecting individual locations along the wellbore and alternately perforating and treating each set of perforations individually. The normal practice for deviation wellbore is to perforate with a high shot density to create a single, vertical fracture.
Det som derfor er nødvendig, er en fremgangsmåte for samtidig dannelse av flere vertikale frakturer i et avviksbrønnhull som befinner seg i en underjordisk formasjon eller reservoar. What is therefore necessary is a method for the simultaneous formation of several vertical fractures in a deviation wellbore located in an underground formation or reservoir.
Foreliggene oppfinnelse er rettet mot en begrenset inngangsmetode for samtidig indusering av flere vertikale frakturer i et avviksbrønnhull som gjennomtrenger en underjordisk formasjon. Fremgangsmåten omfatter bestemmelse av den avstand som avviksbrønnhullet må forløpe for oppnåelse av den mest effektive utvinning av et ønsket materiale; boring av et avviks-brønnhull gjennom en bestemt avstand for oppnåelse av den mest effektive utvinning av det ønskede materialet; anbringelse av en foring i avviksbrønnhullet; konstatering av antallet av og størrelsen på perforeringer som skal lages i foringen for dannelse av frakturer ved ønskede steder etter å ha bestemt hvilken frakturbehandlingsfluid som skal anvendes, fluidets pumpehastighet og det nødvendige perforerings-trykkfall for å lede fluidet gjennom alle hullene, idet det anvendes pumpebetingelser på behandlingsfluidet ved et trykk og en hastighet som er tilstrekkelig til samtidig å skape flere vertikale frakturer i formasjonen; perforering av brønnhullet for å skape hull deri i det fastslåtte antall og av størrelse tilstrekkelig til å danne frakturene når et behandlingsfluid føres derigjennom ved en fastslått pumpehastighet; og anbringelse av et trykk på behandlingsfluidet i en størrelse og ved en pumpehastighet som er tilstrekkelig til samtidig å skape flere vertikale frakturer i formasjonen gjennom hullene. The present invention is aimed at a limited input method for simultaneously inducing several vertical fractures in a deviation wellbore that penetrates an underground formation. The procedure includes determining the distance that the deviation wellbore must extend to achieve the most efficient extraction of a desired material; drilling a deviation wellbore through a specified distance to achieve the most efficient recovery of the desired material; placing a liner in the deviation wellbore; ascertaining the number and size of perforations to be made in the casing to form fractures at desired locations after determining the fracture treatment fluid to be used, the fluid's pumping speed and the required perforation pressure drop to pass the fluid through all the holes, using pumping conditions on the treatment fluid at a pressure and velocity sufficient to simultaneously create multiple vertical fractures in the formation; perforating the wellbore to create holes therein of the determined number and of a size sufficient to form the fractures when a treatment fluid is passed therethrough at a determined pumping rate; and applying a pressure to the treatment fluid in an amount and at a pumping rate sufficient to simultaneously create multiple vertical fractures in the formation through the holes.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en begrenset inngangsmetode for samtidig indusering av flere vertikale frakturer i et avviksbrønnhull som gjennomtrenger en underjordisk formasjon, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man According to the present invention, a limited input method is thus provided for simultaneously inducing several vertical fractures in a deviation wellbore that penetrates an underground formation, and this method is characterized by
(a) bestemmer den horisontale avstand avviksbrønnhullet må forløpe for å oppnå den mest effektive utvinning av ressurser fra formasjonen; (b) borer avviksbrønnhullet gjennom formasjonen ved en avviksvinkel som er tilstrekkelig til å oppnå den horisontale avstand og ved en innfallsvinkel i forhold til den foretrukne frakturorientering som er tilstrekkelig til å oppnå den mest effektive utvinning av ressursene; (c) forer avviksbrønnhullet; (d) fastslår antallet av og størrelsen på hull som skal utføres i brønnhullforingen etter å ha bestemt hvilket frakturbehandlingsfluid som skal anvendes, fluidets pumpehastighet, og perforeringstrykkfallet som er nødvendig til å lede fluidet gjennom alle hullene ved en tilstrekkelig hastighet til samtidig å danne flere vertikale frakturer i formasjonen; (e) perforerer brønnhullet for å danne hull deri av det fastslåtte antall og størrelse som er tilstrekkelig til å skape frakturer når et behandlingsfluid føres derigjennom ved en fastsatt pumpehastighet; og (f) påfører et trykk på behandlingsfluidet i en størrelse og ved en pumpehastighet som er tilstrekkelig til samtidig å danne flere vertikale frakturer i formasjonen gjennom hullene. (a) determines the horizontal distance the deviation wellbore must travel to achieve the most efficient recovery of resources from the formation; (b) drills the deviation wellbore through the formation at an angle of deviation sufficient to achieve the horizontal distance and at an angle of incidence relative to the preferred fracture orientation sufficient to achieve the most efficient recovery of the resources; (c) lining the deviation wellbore; (d) determines the number and size of holes to be drilled in the well casing after determining the fracture treatment fluid to be used, the fluid pumping rate, and the perforation pressure drop necessary to pass the fluid through all the holes at a rate sufficient to simultaneously form multiple verticals fractures in the formation; (e) perforating the wellbore to form holes therein of the determined number and size sufficient to create fractures when a treatment fluid is passed therethrough at a determined pumping rate; and (f) applying a pressure to the treatment fluid in an amount and at a pumping rate sufficient to simultaneously form multiple vertical fractures in the formation through the holes.
Tegningen representerer et skjematisk riss av et avviksbrønn-hull som har flere samtidig induserte vertikale frakturer som utgår fra perforeringer deri hvor brønnhullet befinner seg i en formasjon hvorfra det er ønsket å fjerne ressurser. Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for samtidig dannelse av flere vertikale frakturer fra et avviksbrønnhull. Det er ofte nødvendig å danne flere vertikale frakturer i en formasjon for å utvinne ønskede ressurser derfra. Dette er nødvendig fordi formasjonen ofte ikke er så permeabel som ønsket. Oppfinnelsen kan som beskrevet i det nedenstående, benyttes i flere anvendelser. The drawing represents a schematic outline of a deviation wellbore which has several simultaneously induced vertical fractures which start from perforations therein where the wellbore is located in a formation from which it is desired to remove resources. The present invention relates to a method for the simultaneous formation of several vertical fractures from a deviation wellbore. It is often necessary to form several vertical fractures in a formation in order to extract desired resources from there. This is necessary because the formation is often not as permeable as desired. As described below, the invention can be used in several applications.
En slik anvendelse er for å lette fjerning av malmer fra en formasjon som inneholder slike. I US patent 3.896.879 beskrives en fremgangsmåte for å øke permeabiliteten til en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av minst en brønn som rager fra jordoverflaten inn i formasjonen. Denne fremgangsmåten omfatter injisering av en vandig hydrogenperoksyd-oppløsning inneholdende et stabiliseringsmiddel gjennom brønnen inn i den underjordiske formasjon. Etter injiserin-gen diffunderer oppløsningen inn i frakturene i formasjonen som omgir brønnen. Stabiliseringsmiddelet reagerer med metallforbindelser i formasjonen hvilket gjør at hydrogen-peroksydet dekomponeres. Hydrogenperoksydets sammensetning utvikler et gassformig medium som forårsaker ytteligere frakturering av formasjonen. I sistnevnte US patent anvendes en fremgangsmåte for forøkelse av frakturstørrelsen for oppnåelse av øket fjerning av kobbermalmer fra en formasjon. Utnyttelse av foreliggende oppfinnelse vil øke permeabiliteten ved å danne ytterligere frakturer. One such application is to facilitate the removal of ores from a formation containing them. US patent 3,896,879 describes a method for increasing the permeability of an underground formation that is penetrated by at least one well that projects from the earth's surface into the formation. This method involves injecting an aqueous hydrogen peroxide solution containing a stabilizing agent through the well into the underground formation. After injection, the solution diffuses into the fractures in the formation surrounding the well. The stabilizer reacts with metal compounds in the formation, causing the hydrogen peroxide to decompose. The hydrogen peroxide composition develops a gaseous medium that causes further fracturing of the formation. In the latter US patent, a method is used for increasing the fracture size to achieve increased removal of copper ores from a formation. Utilization of the present invention will increase permeability by forming additional fractures.
I tillegg til fjerning av malmer, spesielt kobbermalmer og jernmalmer fra en formasjon, kan foreliggende oppfinnelse benyttes for å utvinne geotermisk energi på mer effektiv måte ved dannelse av flere frakturer. En fremgangsmåte for utvinning av geotermisk energi er beskrevet i US patent 3.863.709. I dette patentet beskrives en fremgangsmåte og et system for utvinning av geotermisk energi fra en underjordisk geotermisk formasjon som har en foretrukket vertikal frakturorientering. Det tilveiebringes minst to avviksbrønner som rager inn i den geotermiske formasjonen i en retning på tvers av den foretrukne vertikale frakturorientering. Flere vertikale frakturer dannes hydraulisk for å krysse avviksbrønnene. Et fluid injiseres deretter via en brønn inn i frakturene for å absorbere varmen fra den geotermiske formasjonen, og det oppvarmede fluidet gjenvinnes fra formasjonen via en annen brønn. In addition to the removal of ores, especially copper ores and iron ores from a formation, the present invention can be used to extract geothermal energy in a more efficient way by forming several fractures. A method for extracting geothermal energy is described in US patent 3,863,709. This patent describes a method and a system for extracting geothermal energy from an underground geothermal formation that has a preferred vertical fracture orientation. At least two deviation wells are provided which protrude into the geothermal formation in a direction transverse to the preferred vertical fracture orientation. Several vertical fractures are formed hydraulically to cross the deviation wells. A fluid is then injected via a well into the fractures to absorb the heat from the geothermal formation, and the heated fluid is recovered from the formation via another well.
Foreliggende oppfinnelse kan også benyttes for å fjerne termisk energi produsert under in situ-forbrenning av kull ved dannelsen av ytterligere frakturer. US patent 4.019.577 beskriver en fremgangsmåte hvorved termisk energi produseres på en slik måte ved in situ forbrenning av kull. I dette patentet angis en fremgangsmåte for utvinning av termisk energi fra en kullformasjon som har en foretrukket vertikal frakturorientering. Det vilveiebringes en injeksjonsbrønn og en produksjonsbrønn ragende inn i kullformasjonen og en vertikal fraktur dannes ved hjelp av hydrualiuske frakturerings-teknikker. Disse frakturene forplanter seg inn i kullformasjonen for kommunikasjon med begge brønnene. Den vertikale frakturen proppes kun i den nedre delen. Deretter injiseres en forbrenningsunderholdende gass inn i den proppede delen av frakturen, og kullet antennes. Injeksjon av den forbrenningsunderholdende gassen fortsettes for å for-plante en forbrenningssone langs den proppede delen av frakturen og varme produksjonsgasser utviklet ved forbrennings-sonen produseres for å utvinne varmen eller den termiske energien fra kullet. Vann kan også injiseres i frakturen for å transportere varmen resulterende fra forbrenningen av kullet til produksjonsbrønnen for utvinning derfra. Både injeksjonsbrønnen og produksjonsbrønnen kan være avviks-brønner som gjennomtrenger kullformasjonen i en retning på tvers av den foretrukne frakturorientering. The present invention can also be used to remove thermal energy produced during in situ combustion of coal by the formation of additional fractures. US patent 4,019,577 describes a method whereby thermal energy is produced in such a way by in situ combustion of coal. This patent specifies a method for extracting thermal energy from a coal formation which has a preferred vertical fracture orientation. An injection well and a production well projecting into the coal formation are drilled and a vertical fracture is formed using hydraulic fracturing techniques. These fractures propagate into the coal formation for communication with both wells. The vertical fracture is plugged only in the lower part. A combustion-supporting gas is then injected into the plugged part of the fracture, and the coal is ignited. Injection of the combustion sustaining gas is continued to propagate a combustion zone along the plugged portion of the fracture and hot producer gases developed at the combustion zone are produced to extract the heat or thermal 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 recovery from there. Both the injection well and the production well can be deviation wells that penetrate the coal formation in a direction across the preferred fracture orientation.
Utvinning av termisk energi fra underjordiske formasjoner kan også benyttes for utvikling av damp. En fremgangsmåte for slik utvinning er beskrevet i US patent 4.015.663. Extraction of thermal energy from underground formations can also be used for the development of steam. A method for such extraction is described in US patent 4,015,663.
Ved utførelse av foreliggende oppfinnelse, som vist på tegningen, plasseres et avviksbrønnhull 12 i poduksjonssonen-i formasjonen 10. Brønnhullet 12 går gjennom formasjonen 10 fra hvilken det er ønsket å fjerne en underjordisk ressurs slik som jern, kobbermalm, uranmalm, geotermisk varme, kull, oljeskifer eller hydrokarbonholdige fluider. En avviksbrønn bores gjennom fomasjonen 10 i en retning som er tilstrekkelig normal på den foretrukne frakturorientering som er perpendi-kulær på det minste in situ-horisontale hovedspenningsområdet i hvilket det er ønsket samtidig å indusere flere vertikale frakturer. In carrying out the present invention, as shown in the drawing, a deviation wellbore 12 is placed in the subduction zone-in the formation 10. The wellbore 12 goes through the formation 10 from which it is desired to remove an underground resource such as iron, copper ore, uranium ore, geothermal heat, coal , oil shale or hydrocarbon-containing fluids. A deviation well is drilled through the formation 10 in a direction which is sufficiently normal to the preferred fracture orientation which is perpendicular to the smallest in situ horizontal principal stress area in which it is desired to simultaneously induce several vertical fractures.
Metoder for bestemmelse av en foretrukne frakturorientering er beskrevet i US patent 3.547.198. Som angitt deri, eksi-sterer den foretrukne frakturorientering p.g.a. naturlig forekommende plan eller svakheter i jordens formasjoner. Det er kjent at de unerjordiske formasjonene grenser opptil hverandre på en måte om er lik overf latebergarter. Overflate-målinger kan derfor benyttes som en rimelig, nærliggende indikasjon på den foretrukne frakturorientering. Den foretrukne frakturorienteringen kan også bestemmes fra målinger tatt i brønner som gjennomtrenger en underjordisk formasjon av interesse. Avtrykkspakningsundersøkelser kan f.eks. fore-tas gjennom hele området for å bestemme frakturorienteringen. "Borehole Televiewer"-undersøkelser representerer en spesielt god metode for bestemmelse av de foretrukne fraktur-tilbøyelighetene. "Borehole Televiewer"-undersøkelser er omtalt i en artikkel av J. Zemanek et al., betegnet "The Borehole Televiewer - A new Logging Concept for Fracture Location and Other Types of Borehole and Inspection", Journal of Petroleum Technology, Vol. XXI (juni 1969), sidene 762-774. Andre metoder for bestemmelse av den foretrukne orien-tering er beskrevet i US patent 3.285.335. Methods for determining a preferred fracture orientation are described in US patent 3,547,198. As indicated therein, the preferred fracture orientation exists because naturally occurring planes or weaknesses in the earth's formations. It is known that the subterranean formations border each other in a manner similar to surface rocks. Surface measurements can therefore be used as a reasonable, approximate indication of the preferred fracture orientation. The preferred fracture orientation can also be determined from measurements taken in wells penetrating an underground formation of interest. Impression pack examinations can e.g. is carried out throughout the entire area to determine the fracture orientation. "Borehole Televiewer" surveys represent a particularly good method for determining the preferred fracture propensities. "Borehole Televiewer" surveys 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", Journal of Petroleum Technology, Vol. XXI ( June 1969), pages 762-774. Other methods for determining the preferred orientation are described in US patent 3,285,335.
Når posisjonen for frakturplanet er bestemt, kan retningen for det skrånende hullet beskrives enten uttrykt som den vinkel det har i forhold til retningen for det maksimale hovedspenningsområdet eller uttrykt som den innfallsvinkel borehullet har i forhold til frakturplanet, idet innfallsvinkelen er vinkelen mellom linjen for det skrånende borehullet og linjen parallelt med frakturplanet ved krysnings-punktet for borehullet og planet. Denne vinkel kan være en hvilken som helst vinkel som tillater gjennomskjæring av den hydrokarbonholdige formasjon med en retningskomponent som er normalt på den foretrukne frakturorientering. For å minima-lisere mengden av hull boret for å tillate dannelse av flere vertikale fakturer er denne vinkel fra 10° til 90°, fortrinnsvis 30° eller større. Once the position of the fracture plane is determined, the direction of the inclined hole can be described either expressed as the angle it has in relation to the direction of the maximum principal stress region or expressed as the angle of incidence the borehole has in relation to the fracture plane, the angle of incidence being the angle between the line of the inclined the borehole and the line parallel to the fracture plane at the intersection of the borehole and the plane. This angle can be any angle that allows the hydrocarbon-bearing formation to be intersected with a directional component normal to the preferred fracture orientation. To minimize the amount of holes drilled to allow the formation of multiple vertical invoices, this angle is from 10° to 90°, preferably 30° or greater.
En annen vinkel som må tas i betraktning, er avviksvinkelen fra borehullets vertikalretning når det passerer gjennom den formasjon som er av interesse. Denne vinkel er kritisk for det omfang av borehull som er eksponert for den aktuelle formasjonen hvorfra flere frakturer kan dannes samtidig. Denne vinkel bør være 10-90°. På tegningen er avviksvinkelen vist som 70° i forhold til vertikalen som et eksempel. Another angle that must be taken into account is the angle of deviation from the vertical direction of the borehole as it passes through the formation of interest. This angle is critical for the extent of boreholes that are exposed to the relevant formation from which several fractures can form simultaneously. This angle should be 10-90°. In the drawing, the deviation angle is shown as 70° in relation to the vertical as an example.
Brønnhullet 12 vil inneholde en foring. Brønnhullet 12 er gjort avvikende i det minste i dets nedre del slik at det gjennomtrenger den underjordiske formasjonen 10 ved en vinkel på minst 10° målt fra vertikalplanet og i en asimutretning på tvers av den foretrukne frakturorientering. Dersom en foring benyttes, sementeres det i brønnhullet 12. Deretter perforeres foringen selektivt på en slik måte at ved etterfølgende frakturbehandlinger vil fluider som pumpes deri, passere gjennom alle perforeringer ved en vesentlig hastighet. Begrensede perforeringer vil således være nødvendig og til-passes til pumpehastigheten for å oppnå et trykkfall over perforeringene resulterende i en avledning av fluid gjennom alle hull. Pumpehastigheten bør være minst 159-1.590 liter pr. fraktur når hver fraktur går ut fra ett eller flere hull for derved å resultere i et trykkfall på 1.380 kPa eller mer, over hullet (hullene). Borehullet 12 er pertforert for å tilveiebringe flere persoreringer ved på forhånd valgte intervaller deri. Disse perforeringene har en avstand fra hverandre på 3-30 m, slik at det ønskede frakturmellomrom kan oppnås. Slike perforeringer kan ved hvert nivå omfatte to sett av perforeringer som dannes samtidig på motsatte sider av borehullet 12. Et sett kan være ett eller flere perforeringer. Disse perforeringene bør fortrinnsvis ha diametere mellom 6,4 og 12,7 mm, og bør plasseres på omkretsen omkring foringen i det forventede plan for den induserte fraktur. Andre perforeringsteknikker som vil gi begrensede inngangs-betingelser mens det samtidig tillates dannelse av flere vertikale frakturer, kan benyttes og vil være åpenbare for fagfolk på området. The well hole 12 will contain a liner. The wellbore 12 is deviated at least in its lower part so that it penetrates the underground formation 10 at an angle of at least 10° measured from the vertical plane and in an azimuth direction across the preferred fracture orientation. If a liner is used, it is cemented in the wellbore 12. The liner is then selectively perforated in such a way that during subsequent fracture treatments, fluids pumped into it will pass through all perforations at a significant speed. Limited perforations will thus be necessary and adapted to the pumping speed in order to achieve a pressure drop across the perforations resulting in a diversion of fluid through all holes. The pumping speed should be at least 159-1,590 liters per fracture when each fracture emanates from one or more holes to thereby result in a pressure drop of 1,380 kPa or more, across the hole(s). The borehole 12 is perforated to provide multiple perforations at pre-selected intervals therein. These perforations have a distance from each other of 3-30 m, so that the desired fracture spacing can be achieved. Such perforations can at each level include two sets of perforations which are formed simultaneously on opposite sides of the borehole 12. A set can be one or more perforations. These perforations should preferably have diameters between 6.4 and 12.7 mm, and should be placed on the circumference around the liner in the expected plane of the induced fracture. Other perforating techniques which will provide limited entry conditions while simultaneously allowing the formation of multiple vertical fractures can be used and will be obvious to those skilled in the art.
Perforeringer vil anordnes i borehullet 12 på en slik måte at man oppnår den forutbestemte riktige avstand mellom frakturer basert på reservoarkarakteristika. Denne bestemmelse gjøres for å balansere den effektive reservoardrenering med den høy-este grad av lønnsomhet. Perforations will be arranged in the borehole 12 in such a way that the predetermined correct distance between fractures is achieved based on reservoir characteristics. This provision is made to balance the effective reservoir drainage with the highest degree of profitability.
For å skape de ønskede samtidige, multiple vertikalfrakturene blir brønnhullet 12 perforert slik at den horisontale avstand mellom individuelle eller samlinger av perforeringer blir ekvivalent med den foretrukne avtand mellom frakturer. Antallet og størrelsen av perforeringer bestemmes av fraktur-behandlingspumpehastigheten og det trykkfall som er nødvendig for å avlede fluid gjennom alle hull. To create the desired simultaneous, multiple vertical fractures, the wellbore 12 is perforated so that the horizontal distance between individual or collections of perforations is equivalent to the preferred spacing between fractures. The number and size of perforations is determined by the fracture treatment pump speed and the pressure drop required to divert fluid through all holes.
Under henvisning til tegningen bestemmes avstanden mellom vertikale frakturer til 6 m. Formasjonstykkelsen er 30 m. Den horisontale avstand som avviksbrønnhullet 12 vil forløpe, bestemmes til å være 91 m. Et brønnhull bores i produksjons-sonen i formasjonen 10 og er ca. 70° fra vertikalplanet, hvilket tillater omtrent 16 frakturer å bli indusert fra den brønnhullkryssende formasjon 10. Ved å anta at en pumpehastighet på 795 l/min. pr. fraktur er en minimumhastighet som er egnet for oppnåelse av tilstrekkelig frakturvekst, vil den totale pumpehastighet for de 16 frakturene være 12.720 l/min. Ved anvendelse av 12,7 mm perforeringer vil to perforeringer pr. fraktur (totalt 32 hull) resultere i et trykkfall på 1.793 kPa over perforeringer ifølge fig. 7-10, side 104, SPE Monographl av G. C. Howard og C. R. Fast. Dette trykkfallet er tilstrekkelig til på vellykket måte å lede fraktureringsfluid gjennom alle fraktureringer. Ved anvendelse av det bestemte trykket ved den bestemte hastigheten gjennom perforeringene frembringes flere samtidige vertikal-frakturer i formasjonen 10. With reference to the drawing, the distance between vertical fractures is determined to be 6 m. The formation thickness is 30 m. The horizontal distance that the deviation wellbore 12 will run is determined to be 91 m. A wellbore is drilled in the production zone in the formation 10 and is approx. 70° from the vertical plane, allowing approximately 16 fractures to be induced from the wellbore intersecting formation 10. Assuming a pumping rate of 795 l/min. per fracture is a minimum speed suitable for achieving sufficient fracture growth, the total pumping speed for the 16 fractures will be 12,720 l/min. When using 12.7 mm perforations, two perforations per fracture (a total of 32 holes) result in a pressure drop of 1,793 kPa over perforations according to fig. 7-10, page 104, SPE Monographl by G. C. Howard and C. R. Fast. This pressure drop is sufficient to successfully pass fracturing fluid through all fracturing rings. By applying the determined pressure at the determined speed through the perforations, several simultaneous vertical fractures are produced in the formation 10.
Fraktureringsfluider som kan benyttes, innbefatter enkle newtonske fluider, geler beskrevet som "Power Law"-fluider, og syrer. Anvendelse av syrer som et fraktureringsfluid er omtalt i US patent 4.249.609. Bruk av en gel som et fraktureringsfluid er beskrevet i US patent 4.415.035. Fracturing fluids that can be used include simple Newtonian fluids, gels described as "Power Law" fluids, and acids. Use of acids as a fracturing fluid is discussed in US patent 4,249,609. Use of a gel as a fracturing fluid is described in US patent 4,415,035.
I en foretrukken operasjonsmåte kan perforeringer 14 som vist på tegningen behandles, eller "brytes ned" før pumping av hovedfrakturbehandlingsmaterialet. En egnet "nedbrytnings"-behandling kan bestå av pumping av en syre slik som saltsyre av en konsentrasjon på 7,5 vol-# ved 3.180 l/min. Kule-forseglingsmidler kan innbefattes i syren for å gjentette perforeringer 14 som mottar syren. Dette vil tillate åpning av andre perforeringer. In a preferred mode of operation, perforations 14 as shown in the drawing may be treated, or "broken down" prior to pumping the main fracture treatment material. A suitable "breakdown" treatment may consist of pumping an acid such as hydrochloric acid of a concentration of 7.5 vol-# at 3,180 l/min. Ball sealants may be included in the acid to seal perforations 14 which receive the acid. This will allow the opening of other perforations.
Etter sammenbruddsbehandlingen vil hovedfrakturerings-behandlingsmateriale pumpes inn i brønnhullet 12 idet det startes med et pre-"pad"-volum eller "pad"-volum forut for pumping av et fluid inneholdende proppingsmiddel. Syre, slik som saltsyre, kan benyttes i stedet for et fraktureringsfluid inneholdende proppingsmiddel for oppnåelse av fraktur-konduktivitet ved formasjonsetsing i et karbonatreservoar. Den kan også benyttes som et middel for vesentlig åpning av perforeringer for mottagelse av fraktureringsfluider. Syren kan videre benyttes som en bærer for proppingsmiddelet dersom et slikt proppingsmiddel er ønsket. Behandlingsvolumer som er aktuelle, kan velges på basis av konstruksjonsspesifika-sjonen for oppnåelse av de ønskede spesifikke fraktur-dimensj oner. After the breakdown treatment, main fracturing treatment material will be pumped into the wellbore 12 starting with a pre-"pad" volume or "pad" volume prior to pumping a fluid containing proppant. Acid, such as hydrochloric acid, can be used in place of a fracturing fluid containing proppant to achieve fracture conductivity by formation etching in a carbonate reservoir. It can also be used as a means of substantially opening perforations for receiving fracturing fluids. The acid can also be used as a carrier for the propellant if such a propellant is desired. Treatment volumes that are relevant can be selected on the basis of the construction specification to achieve the desired specific fracture dimensions.
Anvendelse av denne begrensede inngangsfrakturbehandling i et avviksbrønnhull kan tilveiebringe tettliggende frakturmellomrom uten boring av individuelle brønner. Det kan også resultere i effektiv reservoardrenering selv i reservoarer med meget lav permeabilitet. Application of this limited entry fracture treatment in a deviation wellbore can provide closely spaced fracture spaces without drilling individual wells. It can also result in efficient reservoir drainage even in reservoirs with very low permeability.
En annen anvendelse av denne teknologi kan utnyttes i reservoarer som inneholder naturlige frakturer av hvilke brønn-produktivitet, er sterkt avhengig. Dette ville bli resulta-tet fordi det er sannsynlig at selve avviksbrønnhullet kan krysse flere naturlige frakturer enn en vertikal brønn. Av like stor viktighet er at flere induserte vertikale frakturer sterkt ville øke antallet av skjæringer med det naturlige frakturnettverket. Mellomrom mellom de induserte frakturene kan velges på grunnlag av åpenbar fordeling av de naturlige frakturene. Another application of this technology can be exploited in reservoirs that contain natural fractures on which well productivity is highly dependent. This would be the result because it is likely that the deviation wellbore itself can cross more natural fractures than a vertical well. Of equal importance is that more induced vertical fractures would greatly increase the number of intersections with the natural fracture network. Spacing between the induced fractures can be chosen on the basis of apparent distribution of the natural fractures.
Vertikale samtidige fakturer indusert i avviksbrønnhullet ifølge foreliggende oppfinnelse vil tillate anvendelse av sekundære og tertiære utvinningsteknikker på effektiv måte i reservoarer med lav permeabilitet hvor eksisterende teknologi er upraktisk. Anvendelse av foreliggende oppfinnelse i kombinasjon med injeksjon av sekundære og tertiære utvinnings-fluider vil resultere i produksjon av reservoarfluider fra vekselvise par av frakturer på en effektiv måte innen prak-tiske tidsgrenser. Vertical simultaneous invoices induced in the deviation wellbore of the present invention will permit the application of secondary and tertiary recovery techniques in an efficient manner in low permeability reservoirs where existing technology is impractical. Application of the present invention in combination with injection of secondary and tertiary extraction fluids will result in the production of reservoir fluids from alternating pairs of fractures in an efficient manner within practical time limits.
Claims (9)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US92946286A | 1986-11-12 | 1986-11-12 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO874694D0 NO874694D0 (en) | 1987-11-11 |
| NO874694L NO874694L (en) | 1988-05-13 |
| NO176588B true NO176588B (en) | 1995-01-16 |
| NO176588C NO176588C (en) | 1995-04-26 |
Family
ID=25457903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO874694A NO176588C (en) | 1986-11-12 | 1987-11-11 | Method for simultaneous induction of multiple fractures in aberrant wells |
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 |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| WO2017111640A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-29 | 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 |
|---|---|
| NL193388B (en) | 1999-04-01 |
| NL8702612A (en) | 1988-06-01 |
| NO874694D0 (en) | 1987-11-11 |
| CA1303972C (en) | 1992-06-23 |
| NO176588C (en) | 1995-04-26 |
| GB8726011D0 (en) | 1987-12-09 |
| NL193388C (en) | 1999-08-03 |
| NO874694L (en) | 1988-05-13 |
| GB2197364B (en) | 1990-06-06 |
| GB2197364A (en) | 1988-05-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4867241A (en) | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores | |
| US3878884A (en) | Formation fracturing method | |
| US4633948A (en) | Steam drive from fractured horizontal wells | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US4889186A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| US4850431A (en) | Method of forming a plurality of spaced substantially parallel fractures from a deviated well bore | |
| US3835928A (en) | Method of creating a plurality of fractures from a deviated well | |
| CA2300395A1 (en) | Stimulation of lenticular natural gas formations | |
| US7493951B1 (en) | Under-balanced directional drilling system | |
| Brown et al. | An analysis of hydraulically fractured horizontal wells | |
| McDaniel et al. | Limited-entry frac applications on long intervals of highly deviated or horizontal wells | |
| US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
| RU2117764C1 (en) | Method for degassing of coal seams | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| NO176588B (en) | Method for simultaneous induction of multiple fractures in aberrant wells | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| Holditch | Completion methods in coal-seam reservoirs | |
| RU2335628C2 (en) | Method of conducting local directed hydro break of bed | |
| US4630868A (en) | Process for solution mining | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| Martins et al. | Small, Highly Conductive Fractures Near Reservoir Fluid Contacts: Application to Prudhoe Bay | |
| US3126962A (en) | blood | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| US5314020A (en) | Technique for maximizing effectiveness of fracturing in massive intervals |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |