RU2109935C1

RU2109935C1 - Method for hydraulic fracturing of bed

Info

Publication number: RU2109935C1
Application number: RU95116880A
Authority: RU
Inventors: В.П. Сонич; А.Г. Малышев; М.Ф. Печеркин
Original assignee: Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис"
Priority date: 1995-10-04
Filing date: 1995-10-04
Publication date: 1998-04-27

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: this is intended for preventing overflow of liquid in casing clearance. According to method, hydraulic fracturing of bed is effected by injecting fracturing liquid into bed. Injected initially is liquid with sedimentation additives. Used in function of this liquid is stabilized clayey water-oil suspension which is injected in amount sufficient for clogging fissures and restoring tightness of cement stone in hole clearance. Injection pressure is up to 0.9 of design pressure of bed fracturing. Amount of liquid with sedimentation additives corresponds to volume of fissures of untightness beyond casing string. Injection is carried out during period of time which is sufficient for penetration of liquid into aforesaid fissures. EFFECT: higher efficiency. 2 cl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. The invention relates to the oil industry.

Известные способы гидроразрыва предусматривают закачку в пласт через скважину жидкости разрыва. Закачка ведется под давлением, обеспечивающим раскрытие или образование трещин в пласте [1]. Known fracturing methods include injecting fracturing fluid into a formation through a well. Injection is carried out under pressure, providing the opening or formation of cracks in the reservoir [1].

Недостатком известных способов является то, что при повышении давления в первую очередь происходит разрушение заколонного цемента камня. При эксплуатации скважины это приводит к быстрому прорыву воды и обводнению продукции. A disadvantage of the known methods is that when the pressure is increased, the annular cement of the stone is first destroyed. During the operation of the well, this leads to a rapid breakthrough of water and flooding of products.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт жидкости разрыва с использованием в качестве первой порции жидкости с наличием в ней закупоривающих шариков для снижения фильтрации жидкости разрыва [2]. A known method of hydraulic fracturing, including the injection of fracturing fluid into the reservoir using the first portion of the fluid with the presence of clogging balls in it to reduce the filtration of the fracturing fluid [2].

Шарики подбирают так, чтобы они обеспечивали временное перекрытие каналов, в которые нежелательна подача жидкости разрыва. Шарики не обеспечивают надежной герметизации цементного камня, а при вводе скважины в эксплуатацию вымываются из нее. Balls are selected so that they provide temporary overlap of the channels into which the flow of rupture fluid is undesirable. Balls do not provide reliable sealing of cement stone, and when a well is commissioned, it is washed out of it.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности гидроразрыва пласта за счет ликвидации заколонных перетоков при проведении гидроразрыва. The technical problem solved by the invention is to increase the efficiency of hydraulic fracturing by eliminating casing flows during hydraulic fracturing.

Для решения поставленной задачи при гидравлическом разрыве пласта, включающем закачку в пласт жидкости разрыва с использованием в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве последней используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления от расчетного давления разрыва пласта герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9. To solve the problem with hydraulic fracturing, which includes injecting fracturing fluid into the reservoir using stabilized clay oil-water suspension as the first portion of the fluid, which is pumped in an amount sufficient to block the cracks and recover from the calculated fracture pressure formation tightness annular cement stone, at a pressure of up to 0.9.

Оптимальный объем суспензии определяется по формуле:
V = 10πDL(h+h₁+h₂)
где
D - диаметр обсадной колонны, м;
L - средняя толщина щели негерметичности за колонной, м;
h - мощность продуктивного пласта, м;
h₁ - мощность вышележащего изолирующего пласта, м;
h₂ - мощность нижележащего изолирующего пласта, м.The optimal volume of the suspension is determined by the formula:
V = 10πDL (h + h ₁ + h ₂ )
Where
D is the diameter of the casing, m;
L is the average thickness of the leakage gap behind the column, m;
h is the thickness of the reservoir, m;
h ₁ - power overlying insulating layer, m;
h ₂ - the power of the underlying insulating layer, m

В начальный период закачки давление поддерживают на уровне 0,9 от давления разрыва пласта в течение времени

где
Z - обводненность продукции скважины;
P_п - пластовое давление, МПа;
P_з - забойное давление, МПа,
G_н - дебит нефти, м³/сут;
P - давление разрыва пласта, МПа,
m_в - вязкость воды в пластовых условиях, м²/с;
m_ж - вязкость жидкости с кольматирующими добавками в пластовых условиях, м²/с.In the initial injection period, the pressure is maintained at 0.9 of the fracture pressure over time

Where
Z is the water cut of well production;
P _p - reservoir pressure, MPa;
P _s - bottomhole pressure, MPa,
G _n - oil flow rate, m ³ / day;
P - fracture pressure, MPa,
m _in - the viscosity of water in reservoir conditions, m ² / s;
m _W - the viscosity of the fluid with colmatizing additives in reservoir conditions, m ² / s

В качестве жидкости с кальматирующими добавками может быть использована глинистая водонефтяная суспензия с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т и стабилизированная карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема. As a liquid with calming additives, a clay oil-water suspension with the addition of iron oxide in the amount of 100-200 kg / t and stabilized with carboxymethyl cellulose in the amount of 0.45-0.55% of the volume can be used.

Способ может быть реализован следующим образом. В выбранную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, устанавливаемым на 2-3 м выше продуктивного пласта. После промывки скважины в затрубное пространство через НКТ вводят расчетное количество жидкости с кольматирующими добавками, например, стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, уровень которой поднимают до пакера доливом в НКТ основного состава жидкости, подготовленной для проведения разрыва пласта. Это может быть любая известная жидкость, например водонефтяная дисперсия, содержащая в своей основе углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество и минерализованную воду [3]. Производят посадку пакера и опрессовку НКТ, после чего подключают НКТ к силовому насосу, и начинают закачку основного состава под давлением не более 0,9 от расчетного давления разрыва пласта. После поглощения жидкости с кольматирующими добавками давление поднимают до величины, обеспечивающей разрыв пласта. The method can be implemented as follows. A string of tubing (tubing) with a packer installed 2-3 m above the reservoir is lowered into the selected well. After flushing the well into the annulus through the tubing, the calculated amount of fluid with colmatizing additives is introduced, for example, a stabilized clay oil-water suspension, the level of which is raised to the packer by adding the main composition of the fluid prepared for fracturing to the packer. It can be any known liquid, for example, an oil-water dispersion containing basically a hydrocarbon phase, a surfactant and mineralized water [3]. The packer is planted and the tubing is crimped, after which the tubing is connected to the power pump, and the main composition is pumped under a pressure of not more than 0.9 from the calculated fracturing pressure. After uptake of the fluid with colmatizing additives, the pressure is raised to a value that ensures fracturing.

Описанный вариант предпочтителен при продуктивности скважин до 3 м³/МПа в сутки, если продуктивность больше, то порядок проведения работ может быть изменен. В этом случае после спуска колонны НКТ с пакером проводят промывку скважины, посадку пакера и опрессовку НКТ. Затем в скважину подают жидкость гидроразрыва, при этом в качестве первой порции закачивают жидкость с кольматирующими добавками, а давление в начальный период поддерживают на уровне 0,9 от расчетного давления гидроразрыва.The described option is preferable for well productivity up to 3 m ³ / MPa per day, if productivity is higher, then the order of work can be changed. In this case, after lowering the tubing string with the packer, the well is washed, the packer is planted and the tubing is crimped. Then, hydraulic fracturing fluid is fed into the well, while the first portion is pumped with colmatizing additives, and the pressure in the initial period is maintained at 0.9 of the calculated hydraulic fracturing pressure.

В начальный период закачки жидкость преимущественно проникает в трещины и промытости в цементном камне. Кольматирующие добавки забивают их, уплотняются и восстанавливают герметичность заколонного цементного камня. In the initial period of injection, the liquid mainly penetrates into the cracks and washings in the cement stone. Colmatizing additives clog them, condense and restore the tightness of the annular cement stone.

Давление 0,9 от расчетного давления поддерживают до поглощения основного количества жидкости с кольматирующими добавками. При отсутствии поглощения или возможности контроля за объемом жидкости это давление выдерживают в течение времени τ . При повышении давления до разрыва пласта оставшаяся в скважине жидкость с кольматирующими добавками продавливаются в раскрывшуюся трещину. Количество этой жидкости по сравнению с количеством основной части жидкости разрыва незначительно и не может оказать заметного влияния на проницаемость продуктивного пласта. A pressure of 0.9 from the design pressure is maintained until the bulk of the liquid with colmatizing additives is absorbed. In the absence of absorption or the ability to control the volume of liquid, this pressure is maintained for a time τ. As the pressure rises to fracture, the remaining fluid in the well, with clogging additives, is forced into the opened fracture. The amount of this fluid compared to the amount of the main part of the fracturing fluid is insignificant and cannot have a noticeable effect on the permeability of the reservoir.

Пример. Для гидроразрыва пласта (ГРП) выбрана скважины с забойным давлением P_з= 20 МПа, мощность продуктивного пласта h= 20 м, мощностями выше- и нижележащих изоляционных пластов h₁= h₂= 10 м, при пластовом давлении P_п= 28 МПа.Example. For hydraulic fracturing (Fracturing), wells with bottomhole pressure P _s = 20 MPa, productive formation thickness h = 20 m, higher and lower insulating formation thicknesses h ₁ = h ₂ = 10 m, and reservoir pressure P _p = 28 MPa were selected.

Дебит скважины до ГРП составлял 10 т/сут, при обводненности = 0,5. The well production rate to hydraulic fracturing was 10 tons / day, with water cut = 0.5.

Расчетное давление ГРП равно 60 МПа. Для разрыва готовят жидкость с вязкостью 10^-4 м²/с. Вязкость воды 10^-6 м²/с.The design hydraulic fracturing pressure is 60 MPa. A liquid with a viscosity of 10 ⁻⁴ m ² / s is prepared for rupture. The viscosity of the water is 10 ^-6 m ² / s.

Из уравнения находим V= 0,18 м³, а τ = 0,21 сут для 0,9 P = 54 МПа.From the equation we find V = 0.18 m ³ , and τ = 0.21 days for 0.9 P = 54 MPa.

Таким образом, порция жидкости разрыва с кольматирующими добавками составляет 0,2 м³, а время ее задавки в пласт 5 ч при давлении 54 МПа.Thus, the portion of the fracturing fluid with colmatizing additives is 0.2 m ³ , and the time of its injection into the reservoir is 5 hours at a pressure of 54 MPa.

Источники информации. Sources of information.

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1986, с.105-112. 1. Usachev P.M. Hydraulic fracturing. -M .: Nedra, 1986, p.105-112.

2. Гадиев С.М. и др. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. -М: Недра, 1966, с.72-75. 2. Gadiev S.M. etc. Impact on the bottom-hole zone of oil and gas wells. -M: Nedra, 1966, p. 72-75.

3. Патент РФ N 2018642, кл. E 21 B 43/26, 1991. 3. RF patent N 2018642, cl. E 21 B 43/26, 1991.

Claims

1. The method of hydraulic fracturing by injecting fracturing fluid into the reservoir with injection as the first portion of the fluid with colmatizing additives, characterized in that the stabilized clay oil-water suspension is used as the latter, which is pumped in an amount sufficient to block the cracks and restore the tightness of the annular cement stone, at a pressure of up to 0.9 of the design pressure of the fracturing.

2. The method according to claim 1, characterized in that the stabilized clay oil-water suspension is used with the addition of ferrous oxide in an amount of 100-200 kg / t, stabilized with carboxymethyl cellulose in an amount of 0.45-0.55% of the volume.

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the stabilized clay oil-water suspension is pumped in volume
V = 10πDL (h + h ₁ + h ₂ ),
where D is the diameter of the casing, m;
L is the average thickness of the leakage gap behind the column, m;
h is the thickness of the reservoir, m;
h ₁ - power overlying insulating layer, m;
h ₂ - the power of the underlying insulating layer, m,
for a time

where Z is the water cut of the well production;
R _p - reservoir pressure, MPa;
P _s - bottomhole pressure, MPa;
G _n - oil flow rate, m ³ / day;
P - fracture pressure, MPa;
m _in - the viscosity of water in reservoir conditions, m ² / s;
m _W - the viscosity of the fluid with colmatizing additives in reservoir conditions, m ² / s