RU2358100C2 - Procedure of hydraulic break of reservoir in well - Google Patents
Procedure of hydraulic break of reservoir in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2358100C2 RU2358100C2 RU2007124182/03A RU2007124182A RU2358100C2 RU 2358100 C2 RU2358100 C2 RU 2358100C2 RU 2007124182/03 A RU2007124182/03 A RU 2007124182/03A RU 2007124182 A RU2007124182 A RU 2007124182A RU 2358100 C2 RU2358100 C2 RU 2358100C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reservoir
- volume
- gel
- zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предложенное изобретение относится к технологии гидравлического разрыва пласта в скважинах различного назначения и, в частности, к способам гидравлического разрыва пласта в скважинах нефтедобывающей отрасли для интенсификации добычи нефти.The proposed invention relates to the technology of hydraulic fracturing in wells for various purposes and, in particular, to methods of hydraulic fracturing in wells of the oil industry to enhance oil production.
Известен способ гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением, чем обеспечивают открытие в пласте, в частности продуктивном пласте, существующих трещин или создания новых трещин, которые в значительной степени улучшают гидродинамическую связь между пластом и скважиной. При этом в жидкость разрыва вводят крепитель трещин - расклинивающие агенты (например, кварцевый песок или скорлупу грецких орехов, или стеклянные шарики), которые проникают в трещины, остаются в них при пуске скважины в эксплуатацию и сохраняют трещины в раскрытом состоянии (см., например, кн. Усачев П.М., Гидравлический разрыв пласта, М., Недра, 1986, стр.164).A known method of hydraulic fracturing by pumping a fluid under high pressure into a well, thereby opening existing fractures in the reservoir, in particular the producing reservoir, or creating new fractures that greatly improve the hydrodynamic connection between the reservoir and the well. At the same time, a crack fixer is introduced into the fracturing fluid - proppants (for example, quartz sand or walnut shells or glass balls) that penetrate the cracks, remain in them when the well is put into operation and keep the cracks open (see, for example , Prince Usachev P.M., Hydraulic fracturing, M., Nedra, 1986, p. 164).
Основной недостаток способа - его большая трудоемкость. По этому способу в скважину закачивают до 150 м3 жидкости разрыва, при темпе - расходе закачки более 2 м3/мин, а затем - до 50 т крепителя трещин (например, песка), что требует большого количества насосных агрегатов, пескосмесительных машин, автоцистерн. Первые предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа. Вторые - для транспортирования крепителя трещин - расклинивающего агента, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки. Для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры, рассчитанной на высокое давление до 70 МПа. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидравлическом разрыве пластов по описанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами.The main disadvantage of this method is its high complexity. According to this method, up to 150 m 3 of fracturing fluid is pumped into the well, at a rate of injection flow of more than 2 m 3 / min, and then up to 50 tons of crack fixer (for example, sand), which requires a large number of pumping units, sand-mixing machines, tank trucks . The former are intended for pumping liquid media under pressure up to 70 MPa. The second ones are for transporting crack fixer - a proppant, preparing a sand-liquid mixture and supplying it to the reception of pumping units. Tankers are used to transport liquids and supply them to sand mixing and pumping plants. For tying the mouth it is necessary to use special high-strength reinforcement designed for high pressure up to 70 MPa. To protect the production string from high pressure during hydraulic fracturing according to the method described above, the use of high-strength packers with anchor devices is mandatory.
Другой недостаток способа заключается в том, что с достижением высоких давлений происходит разрыв не только, например, продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добыли нефти. К тому же полномасштабный гидравлический разрыв пласта приводит к образованию и масштабной трещины, как правило единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации. Интенсифицируемый пласт не дренирует продукцию в этом случае всей толщиной пласта, но приводит к катастрофическим поглощениям рабочего агента как на стадии собственно гидравлического разрыва пласта, так и на последующих стадиях воздействия на пласт.Another disadvantage of this method is that with the achievement of high pressures, a rupture occurs not only, for example, of the productive formation, but also of the overlying and / or underlying shielding bridges. This leads to intensive watering of the extracted products and, as a whole, to a decrease in the efficiency of work, in particular, work on the intensification of oil production. In addition, a full-scale hydraulic fracturing leads to the formation of a large-scale fracture, as a rule, a single one, with a long extension far beyond the boundaries of the zone of mudding. The intensified formation does not drain the product in this case with the entire thickness of the formation, but leads to catastrophic absorption of the working agent both at the stage of hydraulic fracturing and at subsequent stages of stimulation.
Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение щадящего гидравлического разрыва пласта со вскрытием зоны кольматации разветвленной сетью трещин начальным давлением разрыва на 20-30% ниже давления при классическом разрыве и с использованием меньшего количества жидкости разрыва.The technical result of the present invention is the provision of gentle hydraulic fracturing with opening the zone of clogging with an extensive network of cracks with an initial fracture pressure of 20-30% lower than the pressure during a classical fracture and using a smaller amount of fracturing fluid.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ гидравлического разрыва пласта в скважине включает перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м3; второй - в объеме 10-12 м3 и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м3, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м3 /мин.The required technical result is achieved by the fact that the method of hydraulic fracturing in the well includes perforation of the walls of the well with channels of depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore of the existing well and the injection of the gel-like Himeko fracture fluid in portions: the first - in the amount of 3-8 m 3 ; the second - in a volume of 10-12 m 3 and with a crack crack fastener; the third - in a volume of 2-3 m 3 , after which the portions of gel-like liquid are forced into the reservoir with a flow rate of 0.5-1 m 3 / min.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При традиционной технологии объем жидкости, закачиваемой в пласт, как правило, значительно превышает объем образующихся трещин. Потери связаны с фильтрационной утечкой и зависят как от свойств жидкости разрыва, так и от скоростей ее нагнетания. При недостаточном учете этих факторов обычно получают единственную трещину большой протяженности, которая ориентирована по нормали к минимальному главному напряжению в пласте. Зарождение и рост этой трещины влечет за собой резкое снижение давления в скважине, что препятствует образованию других. Для эффективного же восстановления проницаемости пласта в закольматированной прискважинной зоне необходимо иметь несколько радиально расходящихся от скважины трещин. Еще лучше иметь сеть разветвленных трещин. Для этого необходимо рассматривать дополнительные факторы и перераспределить энергетику разрыва пласта с ориентацией на щадящий режим с получением в пласте непротяженных, но множественных трещин при относительно небольшом давлении разрыва. Максимальный эффект по настоящему изобретению обеспечивают сочетанием подготовительных операций по обработке призабойной зоны пласта в зоне намечаемого гидравлического разрыва, а также применением жидкости разрыва с определенными свойствами. Не исключено влияние режимов закачки жидкости разрыва в скважину и продавки в пласт. Все эти сочетания получены опытным путем на основе большого объема опытно-промышленных работ на объектах. Не все явления могут быть на настоящем этапе объяснены, но результаты уже реально получены и обеспечивают значительный экономический эффект.With traditional technology, the volume of fluid injected into the reservoir, as a rule, significantly exceeds the volume of generated cracks. Losses are associated with filtration leakage and depend both on the properties of the fracturing fluid and on its injection rates. With insufficient consideration of these factors, they usually get a single fracture of a large length, which is oriented normal to the minimum principal stress in the formation. The nucleation and growth of this fracture entails a sharp decrease in pressure in the well, which prevents the formation of others. For effective recovery of the permeability of the formation in the colmatized borehole zone, it is necessary to have several radially diverging cracks from the well. It is even better to have a network of branched cracks. To do this, it is necessary to consider additional factors and redistribute the energy of the formation fracture with an orientation towards the gentle regime with obtaining non-extended but multiple fractures in the formation at a relatively low pressure of fracture. The maximum effect of the present invention is provided by a combination of preparatory operations for processing the bottom-hole formation zone in the zone of the intended hydraulic fracture, as well as the use of fracturing fluid with certain properties. It is possible that the modes of injection of fracturing fluid into the well and injection into the reservoir are possible. All these combinations were obtained experimentally on the basis of a large amount of pilot industrial work at the facilities. Not all phenomena can be explained at the present stage, but the results have already been obtained and provide a significant economic effect.
Перфорация стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины (в радиальном направлении) в зоне намечаемого гидравлического разрыва пласта обеспечивает оптимальное соотношение затрат на перфорацию с обеспечением необходимой суммы концентрации напряжений в породе от ствола пробуренной ранее скважины и создаваемых по изобретению радиальных и/или субрадиальных каналов перфорации. Создание перфорационных каналов большой глубины, в том числе превышающей установленную по данному изобретению, не всегда оправдано. Это приводит зачастую к неоправданным затратам ресурсов, например энергетических. Инициирование разрыва наиболее эффективно в зоне, где действует максимальная концентрация напряжений. В данном случае эту максимальную концентрацию обеспечивают за счет суммы действующих напряжений. К уже действующим напряжением в породе от ствола ранее пробуренной скважины добавляют напряжения от каналов перфорации. Основное ограничение при этом такое, что протяженность зоны дополнительных напряжений в радиальном направлении от ствола скважины за счет перфорации не должна быть меньше существующей зоны напряжений. В этом случае вскрытие этой зоны трещинами гидравлического разрыва требует меньших энергетических затрат - меньших давлений разрыва. При этом должен быть учтен и характер воздействия на зону напряжений - режимы воздействия. Они в совокупности с первым условием должны быть такими, чтобы обеспечить множественную трещиноватость в зоне кольматации и минимизировать прорыв воды через эту трещиноватость в ствол скважины.Perforation of the walls of the borehole with channels with a depth of not less than the length of the zone of stress concentration in the rocks from the wellbore of the existing well (in the radial direction) in the zone of the planned hydraulic fracturing provides an optimal ratio of perforation costs while ensuring the necessary amount of stress concentration in the rock from the previously drilled well bore and created by the invention of radial and / or subradial perforation channels. The creation of perforation channels of great depth, including exceeding that established according to this invention, is not always justified. This often leads to unjustified expenditure of resources, such as energy. The initiation of a break is most effective in the zone where the maximum stress concentration acts. In this case, this maximum concentration is provided due to the sum of the acting stresses. To the existing stress in the rock from the wellbore of a previously drilled well, stresses from the perforation channels are added. The main limitation is that the length of the zone of additional stresses in the radial direction from the wellbore due to perforation should not be less than the existing stress zone. In this case, opening this zone with hydraulic fractures requires less energy - lower fracture pressures. At the same time, the nature of the impact on the stress zone — impact modes — must be taken into account. Together with the first condition, they must be such as to ensure multiple fracturing in the zone of mudding and minimize water breakthrough through this fracturing into the wellbore.
Спуск перфоратора на трубах обеспечивает возможность использования сразу после перфорации, когда не произошла основная волна релаксации напряжений в породах от перфорации (когда трещины еще не сомкнуты), канала труб, например, для приведения в действие перфоратора или закачки кислоты в интервал перфорации. Кислоту закачивают, например, в объеме 1-2 м3 для обработки прискважинной зоны концентрации напряжений. В нагретом виде кислота обеспечивает чистку разветвленной сети микротрещин и создает основу последующей ее активации. Нагревают кислоту в стволе скважины за счет, например, выдержки и естественного нагрева от окружающего массива пород или за счет дополнительного искусственного прогрева, например, за счет сжигания порохового заряда в интервале перфорации. Горячую кислоту продавливают в пласт, чем обеспечивают максимальный эффект. Непосредственно для гидравлического разрыва пласта используют жидкость, совместимую с продукцией пласта и имеющую определенные свойства, направленные на снижение давления разрыва, удерживающую способность крепителя трещин, минимальный расход этой жидкости и деструкцию этой жидкости в заданное время. Вязкость жидкости разрыва, режимы ее закачки в скважину и продавки в пласт подобраны опытным путем в результате множественных лабораторных исследований, опытных исследований и промышленных испытаний на объектах - скважинах различной глубины в различных условиях. Все эти параметры служат конкретно снижению давления разрыва пласта. В результате получают разрыв пласта не единой далеко протяженной силовой трещиной, ведущей к очень быстрому обводнению продукции скважины, а системой густо разветвленных самоподобных микротрещин по типу фракталов. Такой эффект разрыва пласта наблюдался на большом количестве объектов и в лабораторных условиях и предполагается как результат воздействия на подготовленную зону концентрации напряжений, воздействия в которой даже меньшими давлениями ведут к отклику в виде лавинообразного трещинообразования фрактального типа, замкнутого на небольшой объем в прискважинной зоне. Очень важно, чтобы это было сопоставимо с размерами зоны кольматации и едва превышало размеры этой зоны. На практике протяженность таких трещин не превышает 8-10 м от ствола скважины в отличие от протяженности трещин до 50-70 м при полномасштабном гидравлическом разрыве. Необходимые результаты получают с применением жидкостей разрывов с определенными свойствами. Хорошие результаты были получены с применением комплексов гелирующих, имеющих торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98), разработанные ЗАО «ХимекоГанг». Эти жидкости разрыва содержат деструктор. Через установленное время гелеобразная структура жидкости разрыва распадается, в трещинах остается только крепитель и они становятся проводящими для продукции пласта.The descent of the perforator on the pipes makes it possible to use, immediately after perforation, when the main wave of stress relaxation in the rocks from perforation (when the cracks have not yet closed), the pipe channel, for example, to actuate the perforator or inject acid into the perforation interval. Acid is pumped, for example, in a volume of 1-2 m 3 for processing the borehole stress concentration zone. When heated, the acid cleans the branched network of microcracks and forms the basis for its subsequent activation. The acid is heated in the wellbore due to, for example, exposure and natural heating from the surrounding rock mass or due to additional artificial heating, for example, by burning a powder charge in the perforation interval. Hot acid is pressed into the reservoir, which ensures maximum effect. Directly for hydraulic fracturing, a fluid is used that is compatible with the production of the reservoir and has certain properties aimed at reducing the fracture pressure, holding the ability of the crack fastener, the minimum flow rate of this fluid and the destruction of this fluid at a given time. The viscosity of the fracturing fluid, the modes of its injection into the well and injection into the formation are selected empirically as a result of multiple laboratory studies, experimental studies and industrial tests at facilities - wells of various depths under various conditions. All of these parameters specifically serve to reduce fracture pressure. As a result, a fracture is obtained not by a single, long, extended power crack leading to a very rapid flooding of the well production, but by a system of densely branched self-similar microcracks in the form of fractals. Such a fracturing effect was observed on a large number of objects and in laboratory conditions and is expected to be the result of exposure to the prepared stress concentration zone, the effects of which even with lower pressures lead to a response in the form of an avalanche-like fractal formation of a fractal type, closed to a small volume in the near-well zone. It is very important that this be comparable with the size of the zone of colmatization and hardly exceed the size of this zone. In practice, the length of such cracks does not exceed 8-10 m from the wellbore, in contrast to the length of cracks up to 50-70 m with full-scale hydraulic fracturing. The necessary results are obtained using fracture fluids with certain properties. Good results were obtained using gelling complexes having the trade names Himeko-N (TU 2481-053-17197708), Himeko-T (TU 2481-077-17197708-03), Himeko-V (TU 2499- 038-17197708-98) developed by CJSC KhimekoGang. These rupture fluids contain a destructor. After a set time, the gel-like structure of the fracturing fluid disintegrates, only the fastener remains in the cracks and they become conductive for the production of the formation.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
По способу предварительно определяют зону концентрации напряжений в прискважинной зоне как результат бурения скважины. Эту зону определяют, например, с помощью широкополосного акустического каротажа по волновым характеристикам продольных и поперечных волн. В частном случае, например, эта зона составляет 400 мм. Выбирают перфораторы взрывного действия, например фугасные или кумулятивные с глубиной перфорации не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины. В данном случае выбирают, например, заряды с глубиной перфорации 500 мм. Осуществляют спуск выбранного перфоратора в скважину на трубах, например насосно-компрессорных, до глубины предполагаемого гидравлического разрыва пласта. Осуществляют перфорацию стенок скважины. В течение времени не более времени релаксации напряжений от перфорации закачивают через трубы кислоту в объеме 1-2 м3. В качестве кислоты принимают соляную или плавиковую, или глинокислоту (смесь соляной и плавиковой кислот) в зависимости от породы пласта. Выдерживают кислоту в стволе скважины в течение, например, 0,5-1 ч до выравнивания ее температуры с температурой окружающих пород. При необходимости этот процесс ускоряют, для чего осуществляют искусственный быстрый нагрев кислоты, например, сжиганием порохового заряда с большим газообразованием (пороховой генератор давления). Горячая кислота в газовой среде создает максимальный эффект воздействия на пласт и подготовку его к гидравлическому разрыву. Нагретую кислоту продавливают в пласт через перфорацию. Скважину в этом состоянии выдерживают, например, 3-4 ч. Осуществляют обвязку устья скважины фонтанной арматурой, рассчитанной на планируемое давление гидравлического разрыва пласта. В скважину спускают трубы с пакером и якорем. Как вариант вместо механического пакера может быть использован гидравлический пакер, например, из вязкоупругого состава на основе полиакриламида на длине ствола 50-100 м. Приготавливают гелеобразную жидкость, например, на углеводородной основе с условной вязкостью не менее 100 с (время истечения через воронку Марша). В качестве таковой рекомендуют использовать, например, жидкость разрыва, имеющая торговое наименование «Химеко-Н» (для нефтяных скважин).According to the method, the stress concentration zone in the near-well zone is preliminarily determined as a result of well drilling. This zone is determined, for example, using broadband acoustic logging according to the wave characteristics of longitudinal and transverse waves. In the particular case, for example, this zone is 400 mm. Explosive perforators, for example high explosive or cumulative, with a perforation depth of at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore of the existing well, are selected. In this case, for example, charges with a perforation depth of 500 mm are selected. The selected perforator is launched into the well on pipes, for example, tubing, to the depth of the expected hydraulic fracturing. Perforate the walls of the well. Over a period of not more than the time of stress relaxation from perforation, acid is pumped through pipes in a volume of 1-2 m 3 . As the acid, hydrochloric or hydrofluoric or clay acid (a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids) is used, depending on the rock of the formation. Withstand acid in the wellbore for, for example, 0.5-1 h until the temperature is equal to the temperature of the surrounding rocks. If necessary, this process is accelerated, for which an artificial rapid heating of the acid is carried out, for example, by burning a powder charge with high gas generation (a powder pressure generator). Hot acid in a gas environment creates the maximum effect on the formation and its preparation for hydraulic fracturing. Heated acid is pushed into the formation through perforation. A well in this state can withstand, for example, 3-4 hours. The wellhead is strapped with fountains designed for the planned hydraulic fracturing pressure. Pipes with a packer and an anchor are lowered into the well. Alternatively, instead of a mechanical packer, a hydraulic packer can be used, for example, of a viscoelastic composition based on polyacrylamide at a barrel length of 50-100 m. A gel-like liquid is prepared, for example, on a hydrocarbon base with a conditional viscosity of at least 100 s (expiration time through a Marsh funnel) . As such, it is recommended to use, for example, a fracturing fluid having the trade name "Himeko-N" (for oil wells).
В состав этого комплекса входят:The composition of this complex includes:
гелеобразователь «Химеко-Н» - смесь органических ортофосфорных эфиров, жидкость от желтого до коричневого цвета;Gimeko-N gelling agent - a mixture of organic phosphoric ethers, liquid from yellow to brown;
активатор «Химеко-Н» - мицеллярный раствор на основе неорганического соединения железа, жидкость красно-коричневого цвета;activator "Himeko-N" - micellar solution based on an inorganic compound of iron, red-brown liquid;
деструктор «Химеко-Н» - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок.Himeko-N destructor - carbonic acid salt, white fine-grained powder.
Компонентный состав геля на 1 м3 углеводородной жидкости:The composition of the gel per 1 m 3 hydrocarbon liquid:
гелеобразователь - 10-16 л.;gelling agent - 10-16 l.;
активатор - 10-18 л.;activator - 10-18 l .;
деструктор (в зависимости от пластовой температуры) - 2,5-5,0 кг/м3 геля;a destructor (depending on the reservoir temperature) - 2.5-5.0 kg / m 3 gel;
понизитель фильтрации - 3,0 кг/м3 геля.filtration reducer - 3.0 kg / m 3 gel.
В качестве углеводородной жидкости может быть использован керосин или дизельное топливо, или стабильный газоконденсат, или их смеси.Kerosene or diesel fuel, or stable gas condensate, or mixtures thereof can be used as a hydrocarbon liquid.
Углеводородный гель, например, на основе стабильного газоконденсата или дизельного топлива приготавливают, например, в объеме 20 м3 следующим образом:A hydrocarbon gel, for example, based on a stable gas condensate or diesel fuel is prepared, for example, in a volume of 20 m 3 as follows:
в емкость для приготовления геля при помощи агрегата «ЦА-320» загружают 10 м3 (50 об.% от общего объема жидкости) стабильного газоконденсата или дизельного топлива. Одновременно в процессе перекачивания жидкости в нее через двойной эжектор равномерно вводят 200 л (20 л/ м3) гелеобразователя «Химеко-Н» и 200 л (20 л/ м3) активатора «Химеко-Н». После этого полученный состав (концентрат геля) перемешивают при помощи агрегата «ЦА-320» (1-2 цикла перемешивания). Для более лучшего перемешивания используют вибрационный перфоратор, вмонтированный в емкость. Следующий объем стабильного газоконденсата или дизельного топлива выгружают в уже приготовленный состав и перемешивают. После перемешивания отбирают пробу геля. 500 мл Геля должно вытекать через воронку Марша в течение времени не менее 100 с. В случае недостижения указанной вязкости состав выдерживают в покое 1-2 ч. После этого повторяют перемешивание с последующим отбором и анализом пробы. При недостижении указанной вязкости обрабатывают весь состав геля дополнительными количествами реагентов в количестве 10-20% от первоначального объема.10 m 3 (50 vol.% of the total liquid volume) of stable gas condensate or diesel fuel is loaded into the container for gel preparation using the TsA-320 aggregate; At the same time, in the process of pumping the liquid into it through a double ejector, 200 l (20 l / m 3 ) of the Himeko-N gelling agent and 200 l (20 l / m 3 ) of the Himeko-N activator are uniformly introduced. After that, the resulting composition (gel concentrate) is mixed using the CA-320 aggregate (1-2 mixing cycles). For better mixing use a vibrating hammer, mounted in a container. The next volume of stable gas condensate or diesel fuel is discharged into the already prepared composition and mixed. After stirring, a gel sample is taken. 500 ml of the Gel should flow through the Marsh funnel for at least 100 s. If this viscosity is not achieved, the composition is kept at rest for 1-2 hours. After this, stirring is repeated, followed by sampling and analysis of the sample. If this viscosity is not achieved, the entire gel composition is treated with additional amounts of reagents in an amount of 10-20% of the initial volume.
Осуществляют закачку в скважину первой порции приготовленной гелеобразной жидкости разрыва в объеме 3-8 м3. Закачку второй порции гелеобразной жидкости осуществляют уже с крепителем трещин разрыва в объеме 10-12 м3. В качестве крепителя трещин применяют, например, песок или керамический пропант. После этого закачивают третью порцию гелеобразной жидкости в объеме 2-3 м3 без крепителя трещин. При этом гелеобразную жидкость продавливают в пласт с расходом 0,5-1 м3/мин. Во время продавки жидкости затрубное пространство скважины герметизируют на уровне кровли пласта, а при продавке гелеобразной жидкости в пласт в затрубном пространстве с устья скважины создают избыточное давление как противодавление трубному давлению. Это способствует повышению несущей способности труб и благоприятной работе якоря с пакером.The first portion of the prepared gel-like fracturing fluid is injected into the well in a volume of 3-8 m 3 . The second portion of the gel-like liquid is injected already with the crack cracking fastener in a volume of 10-12 m 3 . As cracks, for example, sand or ceramic proppant is used. After that, a third portion of the gel-like liquid is pumped in a volume of 2-3 m 3 without cracks. In this case, the gel-like fluid is forced into the reservoir with a flow rate of 0.5-1 m 3 / min. During the flow of fluid, the annular space of the well is sealed at the level of the roof of the formation, and when the gel-like fluid is injected into the reservoir in the annulus from the wellhead, excessive pressure is created as a backpressure to the pipe pressure. This helps to increase the bearing capacity of the pipes and the favorable work of the anchor with the packer.
Предварительная подготовка ствола скважины, свойства жидкости разрыва и режимы ее закачки и продавки в пласт обеспечивают качественно новый эффект разрыва пласта в щадящем режиме. Трещины получают множественные ветвистые и короткой протяженности - не более 10-12 м, причем при давлении существенно ниже давления классического полномасштабного гидравлического разрыва. Все это создает качественно новый эффект долговременной стимуляции продуктивного пласта по всей его толщине без обводнения в течение длительного времени.The preliminary preparation of the wellbore, the properties of the fracturing fluid and the modes of its injection and injection into the reservoir provide a qualitatively new effect of fracturing in a gentle mode. Fractures receive multiple branching and short lengths of not more than 10-12 m, and at a pressure significantly lower than the pressure of the classic full-scale hydraulic fracture. All this creates a qualitatively new effect of long-term stimulation of the reservoir over its entire thickness without watering for a long time.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007124182/03A RU2358100C2 (en) | 2007-06-28 | 2007-06-28 | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007124182/03A RU2358100C2 (en) | 2007-06-28 | 2007-06-28 | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007124182A RU2007124182A (en) | 2009-01-10 |
| RU2358100C2 true RU2358100C2 (en) | 2009-06-10 |
Family
ID=40373650
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007124182/03A RU2358100C2 (en) | 2007-06-28 | 2007-06-28 | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2358100C2 (en) |
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011081546A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-07-07 | Schlumberger Canada Limited | A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| RU2455478C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2485306C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2494243C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
| RU2522366C1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2526081C1 (en) * | 2013-07-26 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well seam hydraulic fracturing |
| RU2528309C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| WO2015062922A1 (en) | 2013-10-29 | 2015-05-07 | Wintershall Holding GmbH | Method for delivering natural gas and natural gas condensate out of gas condensate deposits |
| RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
| RU2644361C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well |
| RU2705643C1 (en) * | 2019-06-30 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of intensification of well operation after its construction |
| RU2708746C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2734892C1 (en) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Method for hydraulic fracturing of a formation |
-
2007
- 2007-06-28 RU RU2007124182/03A patent/RU2358100C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГИМАТУДИНОВ Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.460. КУРТИНОВ В.М. и др. Вскрытие продуктивных пластов перфораторами на трубах. Обзорная информация. Вып.1. - М.: ВИЭМС, 1990, с.1-5. * |
Cited By (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102869747B (en) * | 2009-12-30 | 2017-06-30 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | The method of the fluid slug consolidation within fluid system in down-hole application |
| CN102869747A (en) * | 2009-12-30 | 2013-01-09 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | Method of fluid slug consolidation within fluid system in downhole applications |
| WO2011081546A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-07-07 | Schlumberger Canada Limited | A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| US9879174B2 (en) | 2009-12-30 | 2018-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| RU2513568C2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for consolidation of liquid stages in fluid system for injection into well |
| RU2455478C1 (en) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2485306C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2494243C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2522366C1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2526081C1 (en) * | 2013-07-26 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well seam hydraulic fracturing |
| RU2528309C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing |
| WO2015062922A1 (en) | 2013-10-29 | 2015-05-07 | Wintershall Holding GmbH | Method for delivering natural gas and natural gas condensate out of gas condensate deposits |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
| RU2644361C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well |
| RU2708746C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2705643C1 (en) * | 2019-06-30 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of intensification of well operation after its construction |
| RU2734892C1 (en) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Method for hydraulic fracturing of a formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007124182A (en) | 2009-01-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
| CN103975039B (en) | Artificial optimal drill site is formed in tight formation by the nanometer reactant for injecting encapsulating | |
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| US10865630B2 (en) | Fracturing utilizing an air/fuel mixture | |
| US11692424B2 (en) | Fluid injection treatments in subterranean formations stimulated using propellants | |
| GB2255794A (en) | Perforating and fracturing method for wells | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US20210363866A1 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| US11346198B2 (en) | Fracturing of a wet well utilizing an air/fuel mixture | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| US20180371887A1 (en) | Plasma-pulsed hydraulic fracture with carbonaceous slurry | |
| RU2191259C2 (en) | Method of well productivity increasing | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2543004C1 (en) | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector | |
| RU2776539C1 (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves | |
| US11761319B2 (en) | Fracturing of a deep or wet well utilizing an air/fuel mixture and multiple stage restriction orifice assembly | |
| RU2464410C1 (en) | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| WO2022132523A1 (en) | Fracturing of a wet well utilizing an air/fuel mixture and multiple plate orifice assembly |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090629 |