RU2203412C2 - Method and facility for hydraulic fracturing of bed - Google Patents
Method and facility for hydraulic fracturing of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2203412C2 RU2203412C2 RU2001103775A RU2001103775A RU2203412C2 RU 2203412 C2 RU2203412 C2 RU 2203412C2 RU 2001103775 A RU2001103775 A RU 2001103775A RU 2001103775 A RU2001103775 A RU 2001103775A RU 2203412 C2 RU2203412 C2 RU 2203412C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- well
- packer
- tubing
- hydraulic pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации нефтедобычи. The invention relates to the field of oil industry and can be used to intensify oil production.
Известен способ интенсификации притока из скважины путем создания импульсов давления при помощи плунжера насоса, осуществляющего нагнетание давления в НКТ и его сброс при выходе плунжера из поршня в крайнем верхнем положении. Импульсы давления распространяются в закрытой полностью заполненной жидкостью скважине, причем нижележащие продуктивные интервалы изолированы цементным мостом. Заполнение скважины производят насосным агрегатом на поверхности, а утечки из скважины компенсируются из емкости, соединенной с полостью скважины [1]. There is a method of intensifying the inflow from the well by creating pressure pulses using a pump plunger that pumps pressure into the tubing and releases it when the plunger leaves the piston in its highest position. Pressure pulses propagate in a well that is completely filled with fluid, and the underlying productive intervals are isolated by a cement bridge. A well is filled with a pumping unit on the surface, and leaks from the well are compensated from the reservoir connected to the well cavity [1].
Указанный способ принят нами за прототип. The specified method was adopted by us as a prototype.
К недостаткам известного способа относятся
- выход плунжера из поршня приводит к возникновению ударных нагрузок на штангах и плунжере, их колебаниям, что может привести к перекосам и заклинке плунжера, а также попаданию песка и другого абразивного материала в плунжерную пару;
- импульсы высокого давления, распространяясь по всему стволу скважины, могут нарушить герметичность обсадной колонны, а значительный объем кольцевого пространства не позволяет получить значительную амплитуду и крутой фронт импульсов давления;
- для заполнения скважины требуется привлекать дополнительно насосный агрегат, что снижает экономическую эффективность способа.The disadvantages of this method include
- the output of the plunger from the piston leads to shock loads on the rods and plunger, their oscillations, which can lead to distortions and jamming of the plunger, as well as the ingress of sand and other abrasive material into the plunger pair;
- high-pressure impulses, propagating throughout the wellbore, can violate the tightness of the casing, and a significant amount of annular space does not allow to obtain a significant amplitude and a steep front of pressure pulses;
- to fill the well, it is required to attract an additional pumping unit, which reduces the economic efficiency of the method.
Задачей предлагаемого способа является увеличение амплитуды гидроударов с крутым фронтом импульсов при одновременном снижении нагрузки на устройство, а также определение необходимого времени воздействия на пласт. The objective of the proposed method is to increase the amplitude of water hammer with a steep pulse front while reducing the load on the device, as well as determining the necessary time for stimulation.
Для успешного решения указанной задачи в известном способе, включающем изоляцию продуктивного интервала, заполнение насосно-компрессорных труб жидкостью и создание гидроударов посредством нагнетания и сброса давления жидкости в насосно-компрессорных трубах, новым является то, что производят откачку жидкости из скважины гидронасосом до заполнения насосно-компрессорных труб, затем изолируют интервал гидроразрыва пакером ниже динамического уровня в скважине, но выше продуктивного интервала, закрывают скважину и нагнетают гидронасосом в насосно-компрессорных трубах избыточное давление, сбрасывая его в подпакерную зону при достижении заданной величины посредством клапана, после чего периодически открывают скважину и замеряют дебит из скважины, причем создание гидроударов прекращают после стабилизации дебита. To successfully solve this problem in a known method, including isolating the production interval, filling the tubing with liquid and creating water hammer by pumping and depressurizing the fluid in the tubing, it is new that the fluid is pumped out of the well with a hydraulic pump before the pump compressor pipes, then isolate the fracturing interval with a packer below the dynamic level in the well, but above the productive interval, close the well and pump the pump m in the tubing overpressure, dropping it into the under-packer zone when the specified value is reached by means of a valve, after which the well is periodically opened and the flow rate from the well is measured, and the creation of water hammer stops after flow rate stabilization.
В результате применения предложенного способа по сравнению с известным способом увеличиваются амплитуда и крутизна фронта импульсов гидроударов, а также надежность проведения гидроразрывов, причем в процессе гидроразрыва осуществляется контроль за эффективностью технологии. As a result of the application of the proposed method, in comparison with the known method, the amplitude and steepness of the front of the shock pulses increase, as well as the reliability of hydraulic fracturing, and the effectiveness of the technology is monitored during hydraulic fracturing.
Нам не известны способы гидроразрыва пласта импульсами давления, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предлагаемого способа требованиям, предъявляемым к изобретениям. We are not aware of hydraulic fracturing methods using pressure pulses having a combination of the above characteristics, which means that the proposed method meets the requirements of the inventions.
Известно устройство для гидроразрыва пласта, содержащее разрывной клапан, установленный в насосно-компрессорных трубах над пакером [2]. A device for hydraulic fracturing containing a burst valve installed in the tubing above the packer [2].
Указанное устройство принято нами за прототип. The specified device is accepted by us as a prototype.
Недостатком указанного устройства является низкая эффективность вследствие одноразового действия клапана. The disadvantage of this device is the low efficiency due to a one-time action of the valve.
Задачей предлагаемого устройства является увеличение частоты гидроударов, обеспечивающее снижение затрат на гидроразрыв пласта, а также определение количества гидроударов. The objective of the proposed device is to increase the frequency of water hammer, which reduces the cost of hydraulic fracturing, as well as determining the number of water hammer.
Для решения указанной задачи в известном устройстве для гидроразрыва пласта, включающем колонну насосно-компрессорных труб, клапан сброса давления и пакер, новым является то, что оно содержит гидронасос, причем клапан сброса давления установлен на насосно-компрессорных трубах между пакером и гидронасосом, соединяя полость насосно-компрессорных труб с подпакерной зоной. To solve this problem in a known device for hydraulic fracturing, which includes a tubing string, a pressure relief valve and a packer, it is new that it contains a hydraulic pump, and a pressure relief valve is installed on the tubing between the packer and the hydraulic pump, connecting the cavity tubing with subpacker zone.
Указанные признаки позволяют устранить недостатки, присущие известным устройствам для гидроразрыва пласта, за счет создания серии гидроударов с высокой амплитудой импульсов давления. These signs can eliminate the disadvantages inherent in the known devices for hydraulic fracturing, by creating a series of hydraulic shock with a high amplitude of pressure pulses.
Нам не известны устройства для гидроразрыва пласта, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предлагаемого устройства требованиям, предъявляемым к изобретениям. We are not aware of devices for hydraulic fracturing that have a combination of the above features, which means that the proposed device meets the requirements for inventions.
На фиг. 1 приведена схема устройства. На фиг.2 показан график изменения дебита из скважины на устье в процесс работы устройства. In FIG. 1 shows a diagram of the device. Figure 2 shows a graph of changes in flow rate from the well at the wellhead in the process of operation of the device.
Устройство состоит из штангового гидронасоса 1, установленного в насосно-компрессорных трубах 2 и приводимого в действие станком-качалкой 3 посредством штанг 4. Между штанговым насосом 1 и пакером 5 установлен клапан 6 сброса давления. Полость насосно-компрессорных труб 2 герметизирована сальником 7 и может быть закрыта при помощи задвижки 8. The device consists of a rod hydraulic pump 1 installed in tubing 2 and driven by a rocking machine 3 by means of rods 4. Between the rod pump 1 and the packer 5, a pressure relief valve 6 is installed. The cavity of the tubing 2 is sealed with an oil seal 7 and can be closed using a valve 8.
Работа предложенного устройства и способ гидроразрыва пласта с его помощью заключается в следующем. The work of the proposed device and the method of hydraulic fracturing with its help is as follows.
После спуска насосно-компрессорных труб 2 вместе с штанговым гидронасосом 1 и пакером 4 производят откачку жидкости из скважины при помощи станка-качалки 3 и колонны штанг 4 при открытой задвижке 8. После заполнения насосно-компрессорных труб 2 изолируют интервал гидроразрыва пласта пакером 4 ниже динамического уровня жидкости в скважине и закрывают задвижку 8. В закрытой полости насосно-компрессорных труб 2 при каждом рабочем ходе плунжера штанговый гидронасос 1 создает в них избыточное давление. При превышении избыточного давления заданной величины, на которую настроен клапан 6 сброса давления, он открывается и сообщает полость насосно-компрессорных труб 2 с подпакерной зоной, давление в которой резко возрастает. After the descent of the tubing 2 along with the sucker rod pump 1 and the packer 4, the fluid is pumped out of the well using a rocking machine 3 and the rod string 4 with the valve open 8. After filling the tubing 2, the fracturing interval is isolated with a packer 4 below the dynamic the liquid level in the well and close the valve 8. In the closed cavity of the tubing 2, with each working stroke of the plunger, the sucker-rod pump 1 creates excessive pressure in them. When the excess pressure exceeds a predetermined value, to which the pressure relief valve 6 is configured, it opens and communicates the cavity of the tubing 2 with a sub-packer zone, the pressure in which increases sharply.
Для проведения гидроразрыва пласта в условиях Западной Сибири требуется превышение давления над гидростатическим порядка 16 МПа. Штанговый гидронасос может создавать избыточное давление до 24 МПа, поэтому, отрегулировав давление на клапан 6 на величину 16 МПа, создаются условия для гидроразрыва пласта. Hydraulic fracturing in Western Siberia requires an excess of pressure over hydrostatic of the order of 16 MPa. A sucker-rod hydraulic pump can create an overpressure of up to 24 MPa, therefore, by adjusting the pressure on valve 6 to a value of 16 MPa, conditions are created for hydraulic fracturing.
Импульсы давления, большего чем давление разрыва горной породы, приводят к образованию и распространению трещин, которые расклиниваются обломочным материалом. Происходит увеличение дебита из скважины (фиг.2), который может быть замерен посредством периодического открытия задвижки 8. При прекращении увеличения дебита Q и выполаживании кривой изменения дебита во времени t (т. А) гидроудары прекращают. Impulses of pressure greater than the fracture pressure of the rock lead to the formation and propagation of cracks that are wedged by debris. There is an increase in the flow rate from the well (Fig. 2), which can be measured by periodically opening the valve 8. When the flow rate Q stops growing and the flow rate curve changes in time t (t. A), water hammer stops.
Источники информации
1. Патент РФ 2075596, опубл. 20.03.97.Sources of information
1. RF patent 2075596, publ. 03/20/97.
2. Авторское свидетельство СССР 956766, опубл. 07.09.82. 2. USSR Author's Certificate 956766, publ. 09/07/82.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001103775A RU2203412C2 (en) | 2001-02-12 | 2001-02-12 | Method and facility for hydraulic fracturing of bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001103775A RU2203412C2 (en) | 2001-02-12 | 2001-02-12 | Method and facility for hydraulic fracturing of bed |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001103775A RU2001103775A (en) | 2003-01-27 |
RU2203412C2 true RU2203412C2 (en) | 2003-04-27 |
Family
ID=20245864
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001103775A RU2203412C2 (en) | 2001-02-12 | 2001-02-12 | Method and facility for hydraulic fracturing of bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2203412C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2447278C2 (en) * | 2010-01-18 | 2012-04-10 | Институт гидродинамики им. М.А. Лаврентьева Сибирского отделения Российской академии наук (ИГиЛ СО РАН) | Method of hydraulic fracturing of bed |
-
2001
- 2001-02-12 RU RU2001103775A patent/RU2203412C2/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2447278C2 (en) * | 2010-01-18 | 2012-04-10 | Институт гидродинамики им. М.А. Лаврентьева Сибирского отделения Российской академии наук (ИГиЛ СО РАН) | Method of hydraulic fracturing of bed |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7882895B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
US8082989B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
US20090159282A1 (en) | Methods for Introducing Pulsing to Cementing Operations | |
US6015010A (en) | Dual tubing pump for stimulation of oil-bearing formations | |
US7770638B2 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
CN109138961B (en) | Classification cycle hydraulic fracturing method and fracturing device | |
US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
RU2562358C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens | |
RU2682409C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
Agharazi et al. | A geomechanical study of refracturing based on microseismic observations-case study of Haynesville and eagle ford wells | |
US4716555A (en) | Sonic method for facilitating the fracturing of earthen formations in well bore holes | |
RU2203412C2 (en) | Method and facility for hydraulic fracturing of bed | |
RU2675134C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
RU2330953C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of bed | |
RU2726685C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
RU2555977C1 (en) | Hydrocarbon stimulation production technique | |
RU2707825C1 (en) | Coal bed degassing intensification method | |
RU2447278C2 (en) | Method of hydraulic fracturing of bed |