RU2453694C1 - Formation hydraulic fracturing method - Google Patents
Formation hydraulic fracturing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453694C1 RU2453694C1 RU2011136772/03A RU2011136772A RU2453694C1 RU 2453694 C1 RU2453694 C1 RU 2453694C1 RU 2011136772/03 A RU2011136772/03 A RU 2011136772/03A RU 2011136772 A RU2011136772 A RU 2011136772A RU 2453694 C1 RU2453694 C1 RU 2453694C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- proppant
- volume
- fracturing
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing.
Известен способ гидроразрыва подземного пласта, который включает первую стадию, в процессе которой осуществляют закачивание в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загуститель с образованием трещины в пласте, вторую стадию, в процессе которой вводят проппант в закачиваемую жидкость гидроразрыва для предотвращения закрытия трещины, дополнительно в жидкость гидроразрыва вводят агенты для образования кластеров проппанта, или увеличения прочности кластеров проппанта, или повышения транспортирующей способности жидкости гидроразрыва (Патент РФ №2404359, опубл. 20.11.2010).A known method of hydraulic fracturing of an underground formation, which includes a first stage, during which hydraulic fracturing fluid containing a thickener is injected into the wellbore with formation of a crack in the formation, a second stage, during which proppant is injected into the injected hydraulic fracturing fluid to prevent closing of the fracture, additionally into the liquid hydraulic fracturing agents are introduced to form proppant clusters, or to increase the strength of proppant clusters, or to increase the transporting ability of a fluid orazryva (RF patent №2404359, publ. 20.11.2010).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, который включает закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин. При этом гидроразрывная жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют по аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта тяжелее жидкости, или по другому аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта легче жидкости (Патент РФ №2402679, опубл. 27.10.2010 - прототип). Способ обеспечивает увеличение проводимости трещины после ее закрытия за счет предотвращения поперечной миграции частиц проппанта внутри трещины и снижения скорости их осаждения.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of hydraulic fracturing, which involves pumping hydraulic fracturing fluid containing proppant particles through a well into a fracture created in an underground formation. During the injection process, a turbulent mode of fluid flow in the fracture is provided by pumping a hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa · s with an injection rate of at least 8 m 3 / min. Moreover, the fracturing fluid contains proppant particles, the radius of which is determined by the analytical expression if the proppant particles are heavier than the liquid, or by another analytical expression if the proppant particles are lighter than the liquid (RF Patent No. 2402679, publ. 10.27.2010 - prototype) . The method provides an increase in the conductivity of the fracture after its closure by preventing the transverse migration of proppant particles inside the fracture and reducing the rate of their deposition.
Известные способы не позволяют в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным.Known methods do not allow sufficient control of the fracturing process when it is performed, which leads to a decrease in the fracturing efficiency. In addition, when using known methods, the process of well development after fracturing becomes very long.
В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию.The proposed invention solves the problem of improving the quality of control over the fracturing process and accelerating the commissioning of the well.
Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, согласно изобретению предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.The problem is solved in that in the method of hydraulic fracturing, which includes injecting into the formation through a well into a fracture created in an underground formation, fracturing fluids and fracturing fluids with proppant, according to the invention, the technical water is preliminarily analyzed, the gel former is tested for water solubility and structure formation, satisfactory result, the gel is dissolved in water and again tested for structure formation, with satisfactory results, a stabilizer is added to the solution of the gel in water clay clay, a demulsifier and a degradation regulator, inject the resulting solution into the well and, during the injection process, a destructor and a crosslinker are injected into the solution, thereby forming a fracture fluid, replace the well volume with a fracture fluid, stop the injection and record the pressure drop, resume the fracture fluid injection with a working flow for hydraulic fracturing, a “pillow” of fracturing fluid is pumped in a volume of 3 to 6 m 3 , then a test pack of fracturing fluid is pumped with proppant weighing up to 1 ton with a concentration of 30 to 200 kg / m 3 , bring it to the perforation interval, note the initial wellhead pressure, and then record the nature of its change during the passage of the pack through the interval of perforation and its movement along the crack, the pack is forced through the fracture fluid without proppant in a volume of 1.5-1 8 m 3 prodavku produce fracturing fluids in a volume equal to the volume of the column tubing, packer zone to the roof and another perforation interval 2-4 m 3 prodavku stop and produce pressure decay record, produce and record processing intensities wellhead pressure reduction, the obtained data are processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, pressure, stress gradient in the formation, time and pressure of closing the fracture, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure loss in the perforation and bottomhole formation section, based on the obtained data the design data of the fracturing process are adapted to the data obtained from processing the test injection, the corrected data is used to re-calculate the three-dimensional model fracturing and conducting an updated version of fracking, change the initial plan for carrying out the main fracturing process by replacing the initial data of mining and geological coefficients with the ones obtained by the program after the test injection process, conduct a modified main fracturing process, when conducting a modified main fracturing process, based on the calculations made, a set of necessary volume of process water and gel preparation with testing, if satisfied for satisfactory test results, the hydraulic fracturing process is carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the perforation interval, when the wellhead pressure increases when a test burst of fracturing fluid with proppant is injected by a value of 1 up to 2.5 MPa increase the volume of injected proppant of small and medium fractions of 20/40, 16/30 and 16/20 mesh at minimum concentrations from 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage, the effectiveness of this measure The pressure is estimated by the decrease in wellhead pressure as this pack of proppant passes through the perforation zone and when the pressure decreases by 1 or more MPa, it is concluded that the hydraulic connection with the formation is improved and the fracturing process should be performed according to the planned parameters according to the changed plan, in the absence of signs of restoration of communication with the formation, the proppant supply concentration in the following stages is reduced, being limited to the maximum values of 350-400 kg / m 3 , the proppant-gel mixture is pumped in two portions, in In the first portion, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration ensuring the complete process of gel decomposition, and the crack closing time is at least 12 hours, in the second portion, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration providing the complete decomposition of the gel, and the crack closing time is not more than 4 hours, at the end of the injection pump units stop the proppant-gel mixture and record the pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process and the intensity of the decline pressure, the presence of a residual connection with the reservoir, the absence of a reselling effect, after which the wellhead is closed, the well is left to wait for a drop in pressure, at the end of the necessary time for gel destruction, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, overpressure is released after 4 hours, at a pressure of more than 4 MPa on the wellhead pressure gauge, bleeding is performed with a flow rate of not more than 30 l / min to atmospheric pressure, and at a pressure of less than 4 MPa on the wellhead pressure gauge e produce full opening wellhead valve, the well mouth vented produce packer failure and lifting underground equipment.
При выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.When detecting an increase in wellhead pressure during the injection of a test pack of fracturing fluid with proppant by more than 2.5 MPa, the volume of injected proppant of small and medium fractions of 20/40, 16/30 and 16/20 mesh is increased at minimum concentrations of 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage and increase the proppant injection volume in the subsequent stage at concentrations from 120 to 200 kg / m 3 to 1800-2000 kg per stage with an increase in flow rate during the injection of these stages to 3 m 3 / min.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При проведении гидроразрыва пласта не удается в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным. При проведении процесса гидроразрыва пласта на ряде скважин выявляются проблемы с невозможностью успешного проведения процесса, связанного со значительными гидравлическими потерями при прохождении проппантно-гелевой смеси через интервал перфорации и призабойную часть пласта, что связано с недостаточной гидравлической связью пласта со стволом скважины, а именно извилистостью, недостаточной плотностью перфорационных отверстий, значительным углом входа траектории ствола скважины в продуктивный пласт. При этом при гидроразрыве зачастую проявляется многотрещинность. В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Задача решается следующей совокупностью операций.When conducting hydraulic fracturing, it is not possible to sufficiently control the hydraulic fracturing process when it is performed, which leads to a decrease in the hydraulic fracturing efficiency. In addition, when using known methods, the process of well development after fracturing becomes very long. During the hydraulic fracturing process at a number of wells, problems are identified with the impossibility of successfully carrying out the process associated with significant hydraulic losses during the passage of the proppant-gel mixture through the perforation interval and the bottom hole of the formation, which is associated with insufficient hydraulic connection of the formation with the wellbore, namely tortuosity, insufficient density of perforations, a significant angle of entry of the wellbore trajectory into the reservoir. At the same time, fracturing often manifests itself as multicracking. The proposed invention solves the problem of improving the quality of control over the fracturing process and accelerating the commissioning of the well. The problem is solved by the following set of operations.
Для реализации гидроразрыва помимо прочих могут быть использованы следующие компоненты:For the implementation of hydraulic fracturing, among others, the following components can be used:
1. гелеобразователь:1. gelling agent:
- ГПГ-3 ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;- GPG-3 TU 2499-072-17197708-2003, manufacturer of ZAO Petrokhim, Russia;
- WG-40DS, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- WG-40DS, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- Jaguar 415, производитель "New energy resources", США;- Jaguar 415, manufacturer of "New energy resources", USA;
2. стабилизатор глин:2. clay stabilizer:
- калий хлористый «мелкий» ГОСТ 4568-95, Россия;- potassium chloride "small" GOST 4568-95, Russia;
- WCS-100, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- WCS-100, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- Stabilizer 10, производитель "New energy resources", США;- Stabilizer 10, manufacturer of "New energy resources", USA;
3. деэмульгатор:3. demulsifier:
- WNE-135, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- WNE-135, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- Sulfactant non-2, производитель "New energy resources", США;- Sulfactant non-2, manufacturer of "New energy resources", USA;
- DSCo DM-1, производитель "Chevron Phillips Chemical Company LP" США;- DSCo DM-1, manufacturer of "Chevron Phillips Chemical Company LP" USA;
4. активатор деструкции:4. activator of destruction:
- ПАВ-РД ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;- PAV-RD TU 2499-072-17197708-2003, manufacturer of ZAO Petrokhim, Russia;
- ЕВ-А, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- EB-A, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- AP-Activator, производитель "New energy resources", США;- AP-Activator, manufacturer of "New energy resources", USA;
5. деструктор:5. destructor:
- деструктор ХВ ТУ 2499-074-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;- HV destructor TU 2499-074-17197708-2003, manufacturer of ZAO Petrokhim, Russia;
- WGB-1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- WGB-1, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- Breaker Р, производитель "New energy resources", США;- Breaker P, manufacturer of "New energy resources", USA;
6. сшиватель:6. stapler:
- Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;- Borate stapler BS-1 TU 2499-069-17197708-2003, manufacturer of ZAO Petrokhim, Russia;
- WGXL-10.1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;- WGXL-10.1, manufacturer of "Economy Polymers & Chemicals", USA;
- Crosslinker, производитель "New energy resources", США.- Crosslinker, manufacturer of "New energy resources", USA.
Воду с растворенным в ней гелеобразователем называют гель. Гель со сшивателем называют сшитый гель. Сшитый гель со стабилизатором глин, деэмульгатором, регулятором деструкции геля и деструктором геля называют жидкость разрыва. Жидкость разрыва с проппантом называют проппантно-гелевой смесью.Water with a gellant dissolved in it is called a gel. A gel with a crosslinker is called a crosslinked gel. A crosslinked gel with a clay stabilizer, a demulsifier, a gel degradation regulator and a gel destructor is called a fracturing fluid. The proppant rupture fluid is called a proppant gel mixture.
Первоначально на основании имеющихся геологических данных составляют план выполнения гидроразрыва, который уточняют в ходе пробной закачки и составляют уточненный план.Initially, based on the available geological data, they draw up a hydraulic fracturing plan, which is specified during the test injection and draw up an updated plan.
Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером над интервалом продуктивного пласта. Все работы проводят при посаженном пакере.The well is equipped with a tubing string with a packer above the interval of the reservoir. All work is carried out with the packer planted.
По окончании доставки и расстановки оборудования на территории скважины производят обвязку нагнетательной линии с устьевой арматурой и подключение выносных датчиков, производят набор технической воды для проведения тестовой закачки. В процессе набора воды производят отбор проб технической воды из каждой автоцистерны и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода, определяют температуру. Содержание свободных ионов водорода рН должно быть в пределах 6,5-8,5, температура - в пределах 10-40°С.At the end of the delivery and placement of equipment on the territory of the well, a discharge line is connected with wellhead fittings and external sensors are connected, a set of process water is made for a test injection. In the process of water collection, technical water is sampled from each tanker and analyzed for the content of mechanical impurities, the content of free hydrogen ions, and the temperature is determined. The content of free hydrogen ions, pH should be in the range of 6.5-8.5, temperature - in the range of 10-40 ° C.
По окончании набора воды производят тестовое приготовление жидкости разрыва - тест на распускание и сшивку. К воде добавляют гелеобразователь. На смесительной установке типа «Warell» производят перемешивание в течение 15-20 мин, затем на измерительном приборе «Fann-35» производят замер вязкости полученной суспензии (при температуре 23°С вязкость должна составлять 21 сП+/-2 сП). При удовлетворительном результате в полученную суспензию при постоянном перемешивании добавляют сшиватель геля. Время сшивки, т.е. структурообразования состава, должно быть не более 10 с.At the end of the set of water, test preparation of the fracturing fluid is carried out - a test for dissolving and stitching. A gelling agent is added to the water. Mixing is carried out on a Warell-type mixing plant for 15-20 minutes, then on the Fann-35 measuring device, the viscosity of the resulting suspension is measured (at a temperature of 23 ° C, the viscosity should be 21 cP +/- 2 cP). With a satisfactory result, a gel crosslinker is added to the resulting suspension with constant stirring. Stitching time, i.e. structure formation, should be no more than 10 s.
При удовлетворительном результате производят загрузку гелеобразователя. По окончании загрузки расчетного количества реагента производят технологическую выдержку в течение 15-20 мин на распускание, т.е. на растворение гелеобразователя при постоянном перемешивании при помощи центробежного насоса - блендера MS-60 или МТ-60 по системе блендер - смесительная емкость. По истечении времени перемешивания вновь берут пробу полученного геля, замеряют температуру и вязкость отобранной пробы и вновь проверяют на сшивку. При удовлетворительных результатах производят добавление оставшихся реагентов: регулятора деструкции геля, стабилизатора глин. После добавления и доведения до гомогенного состояния путем перемешивания в течение 25-30 мин производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.With a satisfactory result, the gelling agent is loaded. At the end of the load, the calculated amount of the reagent is subjected to technological exposure for 15-20 minutes to dissolve, i.e. to dissolve the gelling agent with constant stirring using a centrifugal pump - blender MS-60 or MT-60 according to the blender - mixing tank system. After the mixing time has elapsed, a sample of the obtained gel is again taken, the temperature and viscosity of the selected sample are measured, and again checked for crosslinking. With satisfactory results, the remaining reagents are added: a gel destruction regulator, a clay stabilizer. After adding and bringing to a homogeneous state by stirring for 25-30 minutes, the injection pumps are started and heated.
Проводят тестовую закачку. При тестовой закачке первым этапом является замена объема скважины на жидкость разрыва. Замену производят путем нагнетания жидкости разрыва с пониженным расходом 1,5-1,8 м3/мин в ствол скважины. По мере закачки для образования жидкости разрыва в поток дозирующим насосом подают сшиватель геля и деструктор сшитого геля. Замену объема производят из расчета объема колонны насосно-компрессорных труб до пакерного оборудования + подпакерная зона до кровли интервала перфорации, т.е. всего от 5,5 до 9,5 м3 в зависимости от применяемого скважинного оборудования и конструкции скважины. Закачав необходимый объем жидкости разрыва, закачку останавливают. Производят запись спада давления в течение 10 мин для оценки изменения потерь на трение и реакции пластов на нагнетание жидкости с низкой скоростью. Замена объема необходима для устранения погрешностей при обработке результатов тестовой закачки, т.к. при инициации разрыва пласта на воде (с динамической вязкостью менее 2-3 сП) геометрия получаемой трещины является нехарактерной, что связано с высоким процентом отфильтровования в пласт и большими потерями на трение при движении по стволу скважины и трещине в пласте.Perform a test download. In a test injection, the first step is to replace the well volume with a fracture fluid. Replacement is carried out by injection of a fracturing fluid with a reduced flow rate of 1.5-1.8 m 3 / min into the wellbore. As it is injected, a gel crosslinker and a crosslinked gel destructor are fed into the flow to form a fracture fluid. The volume is changed based on the calculation of the volume of the tubing string to the packer equipment + sub-packer zone to the roof of the perforation interval, i.e. total from 5.5 to 9.5 m 3 depending on the downhole equipment used and the design of the well. Having downloaded the required volume of the fracturing fluid, the injection is stopped. A pressure drop is recorded for 10 minutes to assess the change in friction losses and the formation response to low-pressure fluid injection. Replacing the volume is necessary to eliminate errors in processing the results of the test injection, because when a fracture in water is initiated (with a dynamic viscosity of less than 2-3 cP), the geometry of the resulting fracture is uncharacteristic, which is associated with a high percentage of filtering into the reservoir and large friction losses when moving along the wellbore and fracture in the reservoir.
По окончании записи спада давления возобновляют закачку жидкости разрыва уже с расходом на гидравлический разрыв. При этом вначале закачивают «подушку», т.е. объем жидкости от 3 до 6 м3. Подушка - это объем жидкости, необходимый для выхода насосных агрегатов на расход и повторного раскрытия трещины в пласте. Затем в жидкость разрыва подают пробную пачку проппанта в объеме 500-1000 кг с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 для блендера МТ-60 и 120-200 кг/м3 для блендера MS-60, где начальная концентрация связана с ограничениями по работе применяемого оборудования. Объем закачиваемого проппанта возможно варьировать до 1 т, что зависит от эффективной толщины пласта объекта гидроразрыва. При толщине пласта до 4-х м достаточно 500 кг, при толщине от 4-х м и более целесообразно применение большего объема. Проницаемость пласта большой разницы не играет, так как в первую очередь важно распределение входящего объема проппанта пробной пачки максимально по всей высоте инициированной трещины, а точнее интервала перфорации объекта гидроразрыва. Объем закачиваемой проппантно-гелевой смеси может варьироваться в зависимости от объема пробной пачки и концентрации подачи проппанта. При соблюдении проектных данных, например объем проппанта 500 кг, концентрация от 30 до 200 кг/м3, объем смеси должен составить 4,4 м3.Upon completion of the recording of the pressure drop, the injection of the fracturing fluid is resumed already at a flow rate of the fracture. At the same time, the “pillow” is pumped in first, i.e. the volume of liquid is from 3 to 6 m 3 . A cushion is the volume of fluid required for the pump units to flow and re-open a crack in the formation. Then, a test pack of proppant in a volume of 500-1000 kg with a concentration of 30 to 200 kg / m 3 for the MT-60 blender and 120-200 kg / m 3 for the MS-60 blender, where the initial concentration is associated with restrictions on the operation of the equipment used. The volume of injected proppant can be varied up to 1 t, which depends on the effective thickness of the hydraulic fracturing object. With a thickness of up to 4 m, 500 kg is enough, with a thickness of 4 m or more, it is advisable to use a larger volume. The permeability of the formation does not play a big difference, since it is primarily important to distribute the incoming proppant volume of the test pack as much as possible over the entire height of the initiated fracture, or rather, the perforation interval of the fracturing object. The volume of injected proppant-gel mixture may vary depending on the volume of the test pack and the concentration of proppant feed. Subject to design data, for example, the proppant volume is 500 kg, the concentration is from 30 to 200 kg / m 3 , the mixture volume should be 4.4 m 3 .
После закачки пробной пачки проппанта с концентрацией до 200 кг/м3 и доведения ее до интервала перфорации отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине. Идеальное состояние гидродинамической связи с пластом не дает роста устьевого давления и при движении его по пласту оно также не изменяется. Рост давления при прохождении пробной пачки через интервал перфорации до 1 МПа является признаком удовлетворительной связи и позволяет провести процесс гидроразрыва без изменений основного плана. Наличие роста давления от 1 до 2,5 МПа является признаком возможности получения осложнения на концентрациях проппаната более 350-400 кг/м3, т.е. получение значительного роста устьевого давления вплоть до получения преждевременного «СТОПа» - прекращения приемистости пласта. Наличие роста давления от 2,5 и более МПа является признаком получения преждевременного «СТОП» уже на минимальных концентрациях проппанта от 200 и более кг/м3.After pumping a test pack of proppant with a concentration of up to 200 kg / m 3 and bringing it to the perforation interval, the initial wellhead pressure is noted and then the nature of its change during the passage of the pack through the perforation interval and its movement along the crack is recorded. The ideal state of hydrodynamic communication with the formation does not give rise to wellhead pressure, and when it moves along the formation, it also does not change. The increase in pressure during the passage of the test pack through the perforation interval to 1 MPa is a sign of a satisfactory connection and allows the fracturing process to be carried out without changing the basic plan. The presence of pressure growth from 1 to 2.5 MPa is a sign of the possibility of complications at proppanate concentrations of more than 350-400 kg / m 3 , i.e. obtaining a significant increase in wellhead pressure up to the premature "STOP" - the termination of the injectivity of the reservoir. The presence of pressure growth from 2.5 or more MPa is a sign of premature STOP already at minimum proppant concentrations of 200 or more kg / m 3 .
При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину от 1 до 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40,16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях до 200 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию против закладываемого стандартного объема при проектировании до 500 кг. При этом получаемый эрозийный эффект за счет разрушения породы на стенках трещины позволяет увеличить радиус извилистости трещины в призабойной части пласта и очистки перфорационных отверстий. Эффективность данного мероприятия оценивается по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа позволяет сделать вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3.If a wellhead pressure increases when a proppant test pack passes through the perforation interval by 1 to 2.5 MPa during the main hydraulic fracturing process, the volume of injected proppant of small and medium fractions is increased (no more than 20 / 40.16 / 30 and 16/20 mesh ) at minimum concentrations up to 200 kg / m 3 up to 800-1000 kg per stage against the standard volume to be laid during design up to 500 kg. At the same time, the resulting erosion effect due to the destruction of the rock on the walls of the crack allows to increase the radius of sinuosity of the crack in the bottom of the formation and to clean the perforations. The effectiveness of this measure is estimated by decreasing wellhead pressure as this pack of proppant passes through the perforation zone and when pressure decreases by 1 or more MPa, it can be concluded that the hydraulic connection with the formation is improved. In the absence of signs of restoration of communication with the formation, the proppant supply concentration in the following stages is promptly reduced, being limited to maximum values of 350-400 kg / m 3 .
При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину более 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40, 16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях (30-120 кг) до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки последующей стадии 120-200 кг/м3 до 1800-2000 кг против запланированных по проекту 1200 кг и увеличения расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин против проектных 2,4-2,6 м3/мин. При наличии снижения устьевого давления на 1 и более МПа расход закачки жидкости остается неизменным, дальнейшие стадии подачи проппанта закачиваются с концентрацией согласно плана. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 300-350 кг/м3. При наличии роста устьевого давления в процессе закачки данных стадий более 12-15 МПа от начального подачу проппанта останавливают и приступают к продавке проппантно-гелевой смеси.If the wellhead pressure increases during the passage of the test pack of proppant through the perforation interval by more than 2.5 MPa during the main hydraulic fracturing process, the volume of injected proppant of small and medium fractions (not more than 20/40, 16/30 and 16/20 mesh) is increased by minimum concentrations (30-120 kg) up to 800-1000 kg per stage and increase the volume of injection of the subsequent stage 120-200 kg / m 3 up to 1800-2000 kg against 1200 kg planned for the project and increase the flow rate when downloading these stages to 3 m 3 / min against the design 2.4-2.6 m 3 / min. If there is a decrease in wellhead pressure of 1 or more MPa, the flow rate of fluid injection remains unchanged, further stages of proppant delivery are pumped with concentration according to plan. In the absence of signs of restoration of communication with the formation, the proppant supply concentration in the following stages is promptly reduced, being limited to maximum values of 300-350 kg / m 3 . If there is an increase in wellhead pressure during the injection of these stages more than 12-15 MPa from the initial supply of proppant, stop and begin to sell the proppant-gel mixture.
По окончании закачки пробной пачки проппанта производят его продавку в пласт. При этом первые 1,5-1,6 м3 продавки производят жидкостью разрыва, что необходимо для исключения размазывания части проппанта по стенкам колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны за счет перемешивания жидкостей с различной вязкостью. Затем подачу сшивателя и деструктора возможно прекратить и оставшийся объем продавки производят на геле в суммарном объеме «колонна насосно-компрессорных труб + подпакерная зона до кровли интервале перфорации +3 м3» для оттеснения пробной пачки проппанта в глубь трещины для определения степени потерь давления на трение в призабойной зоне пласта. После закачки производят остановку насосных агрегатов, производят запись спада давления в течение 1 часа. При этом в режиме реального времени производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. На основе комплекса программ «Meyer» полученные данные обрабатывают, где по зависимостям линейных уравнений Хорнера и Нолти-Смита получают данные: эффективность работы жидкости разрыва, значение чистого давления, градиент напряжения в пласте-объекте гидроразрыва, время и давления смыкания трещины, поровое давление в коллекторе, гидравлические потери давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных, таких как градиенты напряжения по разрезу пластов выше и ниже объекта гидроразрыва, значения фильтрации жидкости и мгновенных утечек, значение модуля Юнга к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные загружают в компьютер для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и составления уточненного измененного плана проведения гидроразрыва (концентрации и количества закачки проппанта, объема подушки, скорости закачки и порядка изменения концентрации при подаче деструктора) при основном процессе гидроразрыва.At the end of the injection of a trial pack of proppant, it is sold into the reservoir. At the same time, the first 1.5-1.6 m 3 of the squeeze is produced by a fracturing fluid, which is necessary to prevent smearing of part of the proppant along the walls of the tubing string and casing string by mixing fluids with different viscosities. Then it is possible to stop the stapler and destructor and the remaining volume of selling is done on a gel in the total volume “tubing string + sub-packer zone to the roof perforation interval +3 m 3 ” to push the proppant pack into the depth of the crack to determine the degree of friction pressure loss in the bottomhole formation zone. After the injection, the pumping units are stopped, the pressure drop is recorded for 1 hour. Moreover, in real time, recording and processing the intensity of wellhead pressure decrease is performed. Based on the Meyer software package, the obtained data are processed, where, according to the dependencies of the linear Horner and Nolti-Smith equations, the following data are obtained: fracture fluid working efficiency, net pressure value, stress gradient in the fracturing reservoir, time and pressure of fracture closure, pore pressure reservoir, hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the reservoir. Based on the obtained data, the design data are adapted, such as stress gradients along the section of the formations above and below the hydraulic fracturing object, the values of fluid filtration and instantaneous leaks, the value of Young's modulus to the received test injection processing data. The corrected data is downloaded to a computer to recalculate the three-dimensional hydraulic fracturing model and draw up an updated modified fracturing plan (concentration and amount of proppant injection, cushion volume, injection speed and the order of concentration change when applying the destructor) during the main fracturing process.
На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технической воды и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста приступают к проведению гидроразрыва пласта.Based on the calculations made, a set of the required volume of process water is prepared and a fracturing fluid is prepared with testing. With satisfactory test results, hydraulic fracturing is started.
Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации.The hydraulic fracturing process is carried out in accordance with a detailed revised plan, where the volume of the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the perforation interval.
Деструктор вводят в поток нагнетаемой жидкости при помощи насоса подачи сухих химических реагентов в соответствии со скоростью нагнетания. Насос подачи сухих химических реагентов включает в себя шнек для дозированной подачи сухого деструктора. Управление дозировкой подачи сухого деструктора осуществляют двумя способами. В случае использования в качестве смесительного агрегата блендер МТ-60 - с пульта управления вручную, в случае использования в качестве смесительного агрегата блендер MS-60 - в автоматическом режиме путем изменения параметров в программе управления блендером Accufrac. В обоих случаях запланированное изменение концентраций подачи деструктора производят одинаково.The destructor is introduced into the flow of injected fluid using a dry chemical feed pump in accordance with the injection rate. The dry chemical feed pump includes a screw for the dosed supply of a dry destructor. The dosage management of the dry destructor feed is carried out in two ways. In the case of using the MT-60 blender as a mixing unit from the control panel manually, in the case of using the MS-60 blender as a mixing unit in automatic mode by changing the parameters in the Accufrac blender control program. In both cases, the planned change in the concentration of the feed of the destructor is the same.
При закачке первой порции проппантно-гелевой смеси с концентрацией проппанта до 300 кг/м3 дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. При закачке второй порции проппантно-гелевой смеси (концентрация проппанта свыше 300 кг/м3) дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов.When the first portion of the proppant-gel mixture is pumped with a proppant concentration of up to 300 kg / m 3, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration, which ensures the complete process of gel decomposition and crack closure time of at least 12 hours. When the second portion of the proppant-gel mixture is injected (proppant concentration is greater than 300 kg / m 3 ), the dosage of the destructor is carried out according to the concentration that ensures the process of complete decomposition of the gel and the crack closing time of no more than 4 hours.
По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и в течение 15 минут производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом (гидроудары), отсутствии эффекта перепродавки. После чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления и деструкции геля.After the proppant-gel mixture is sold, the pumping units are stopped and a pressure drop is recorded for 15 minutes to obtain information about the quality of the hydraulic fracturing process, the pressure drop intensity, the presence of a residual connection with the formation (water hammer), and the absence of an overselling effect. After that, the wellhead is closed, the equipment is dismantled, and the well is left to wait for the pressure drop and gel destruction.
По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов следующим образом: при давлении свыше 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится с расходом не более 30 л/мин до атмосферного давления, при давлении менее 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки.At the end of the necessary time for the destruction of the gel, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure. The start of overpressure bleeding is done after 4 hours as follows: at a pressure of more than 4.0 MPa on the wellhead gauge, bleeding is performed with a flow rate of not more than 30 l / min to atmospheric pressure, at a pressure of less than 4.0 MPa on the wellhead manometer, bleeding is performed full opening of the wellhead valve.
Далее устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем оборудования. Затем производят спуск пера-воронки (на 20-30 м выше устанавливается свабный ограничитель), производят промывку забоя, оборудование приподнимают на 100-150 м выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют, устанавливают лубрикатор и приступают к освоению скважины методом свабирования. Процесс освоения скважины продолжают до получения притока скважинного флюида, но не более объема закаченной жидкости (объем жидкости разрыва, закаченного в скважину в процессе всего гидроразрыва). Уровень жидкости снижают с таким расчетом, чтобы гидростатическое давление на забое не было ниже давления насыщения. После получения пластового флюида или снижения уровня жидкости ниже допустимого уровня процесс свабирования останавливают, спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу.Further, the wellhead is depressurized, the packer is stalled and the equipment is hoisted. Then the feather funnel is lowered (a swab limiter is installed 20-30 m higher), the face is flushed, the equipment is lifted 100-150 m above the perforation interval. The wellhead is sealed, a lubricator is installed and the well is developed by swabbing. The well development process is continued until a well fluid flow is received, but no more than the volume of injected fluid (the volume of the fracture fluid injected into the well during the entire hydraulic fracturing). The liquid level is reduced so that the hydrostatic pressure at the bottom is not lower than the saturation pressure. After receiving the formation fluid or lowering the liquid level below the permissible level, the swabbing process is stopped, the downhole pumping equipment is lowered and the well is put into operation.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1.Example 1
Проводят гидроразрыв пласта в нагнетательной скважине.Hydraulic fracturing is carried out in the injection well.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1805-1811 м.Fracturing object: reservoir D0 in the range of 1805-1811 m.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.Object lithology: clayed sandstones.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.Well and running equipment design: production string with a diameter of 146 mm is tight.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: пласт Д1а; Д1б1 (1821-1828 м).Objects opened by perforation that are not involved in hydraulic fracturing: D1a formation; D1b1 (1821-1828 m).
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1812,8 м.Filling the face with a sand bridge to a depth of 1812.8 m.
Пакер марки Р110 спущен на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1770 м и посажен.The P110 packer was launched on a tubing string with a diameter of 89 mm to a depth of 1770 m and planted.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-488 м3/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=13 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости 1,05 г/см3 без предварительного насыщения ПЗП.The initial injectivity of the fracturing facility Q-488 m 3 / day, the initial pressure Pnach = 11 MPa, the final pressure Pkon = 13 MPa. Determination of the quality of communication with the reservoir for 5 m 3 of technical fluid 1.05 g / cm 3 without preliminary saturation of the bottomhole zone.
Применяемое оборудование: два насоса FS 2251, один насос AHA 105М, блендер МТ 60, смесительные емкости объемом 50 м3 две единицы, проппантовоз с раздельной подачей фракций проппанта.Equipment used: two pumps FS 2251, one pump AHA 105M, MT 60 blender, mixing tanks with a volume of 50 m 3 two units, proppant truck with separate supply of proppant fractions.
Проектные данные: объем геля 101 м3 на основе комплекта реагентов «Эконотек» (на жидкой основе WG 40 LDS), количество проппанта 15 т (20/40-3 т, 16/30-9 т, 12/18-3 т). Предлагаемый расход жидкости 2,6 м3/мин, ожидаемые устьевые давления Рнач=32,5 МПа, Рраб=28 МПа, Ркон=33 МПа. Предполагаемая длина трещины (одно крыло) 76 м, закрепленная длина 56 м, высота трещины 21,2 м, закрепленная - 4,4 м. Чистое давление разрыва 8,2 МПа. Максимальная ширина трещины 24 мм у интервала перфорации, остаточная ширина после снятия давления 3,1 мм.Design data: gel volume 101 m 3 based on the Econotec reagent kit (WG 40 LDS liquid based), proppant amount 15 t (20 / 40-3 t, 16 / 30-9 t, 12 / 18-3 t) . The proposed flow rate of 2.6 m 3 / min, the expected wellhead pressure Rnach = 32.5 MPa, Rrab = 28 MPa, Rkon = 33 MPa. The estimated crack length (one wing) is 76 m, the fixed length is 56 m, the crack height is 21.2 m, the fixed length is 4.4 m. The net burst pressure is 8.2 MPa. The maximum crack width is 24 mm at the perforation interval, the residual width after relieving the pressure is 3.1 mm.
Краткое описание проделанных работ при гидроразрыве пласта.A brief description of the work done during hydraulic fracturing.
Производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 26 м3 на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м3. Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.Samples of industrial water are taken and analyzed for the content of mechanical impurities, the content of free hydrogen ions and temperature, test preparation of the fracturing fluid is carried out, a test for dissolving and crosslinking is performed. The results are satisfactory. A gel is prepared in a volume of 26 m 3 based on the WG 40 LDS Econotec liquid gelling agent with a load of 7.5 l / m 3 . Rheology - temperature 27 ° C, viscosity 21 cP, crosslinking time 4 sec. A demulsifier, a degradation activator and a clay stabilizer are added to the gel, the mixture is brought to a homogeneous state with stirring, and the pressure pumps are started and heated.
Производят закачку в колонну насосно-компрессорных труб и замену объема колонны насосно-компрессорных труб на жидкость разрыва в объеме 7,9 м3 с расходом 1,6 м3/мин при начальном давлении, равном 23,4 МПа, и конечном давлении, равном 23,7 МПа. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 18 м3 жидкости разрыва с добавлением 530 кг проппанта фракции 20/40 с концентрацией до 188 кг. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 1,5 МПа. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность жидкости 57%, время закрытия трещины - 19 мин.The tubing string is pumped into the column and the volume of the tubing string is replaced by a fracture fluid of 7.9 m 3 with a flow rate of 1.6 m 3 / min at an initial pressure of 23.4 MPa and a final pressure of 23.7 MPa. A test injection is performed with recording the pressure drop and processing the obtained data on the pressure drop - in the volume of 18 m 3 of the fracturing fluid with the addition of 530 kg of proppant fraction 20/40 with a concentration of up to 188 kg. The test pack went through the perforation interval with a pressure increase of 1.5 MPa. According to the results of processing the data of the physical and reservoir properties of the fracturing object, the fluid efficiency is 57%, the crack closing time is 19 minutes.
Т. о. выявлен рост устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа. Увеличивают объем закачиваемого проппанта малой фракции 20/40 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, а эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по уточненному плану.T. about. An increase in wellhead pressure was detected during the injection of a test pack of fracturing fluid with proppant by a value of 1 to 2.5 MPa. The volume of the injected proppant of a small fraction of 20/40 mesh is increased at minimum concentrations from 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage, and the effectiveness of this measure is estimated by decreasing wellhead pressure as this pack of proppant passes through the perforation zone and when pressures of 1 or more MPa conclude that the hydraulic connection with the reservoir is improved and the fracturing process should be performed according to the planned parameters according to the updated plan.
В проектные данные были внесены следующие изменения - во избежание прорыва в нижележащий пласт Д1а расход уменьшен до 2,4 м3/мин, увеличена степень агрессивности подачи проппанта на средних и конечных стадиях, максимальная концентрация с 900 кг/м3 уменьшена до 800 кг/м3, но при этом увеличен ее объем с 1000 до 1600 кг на стадию (для увеличения плотности набивки к призабойной части пласта). Объем жидкости разрыва на основной процесс уменьшен на 10 м3.The following changes were made to the design data - in order to avoid a breakthrough into the underlying D1a reservoir, the flow rate was reduced to 2.4 m 3 / min, the degree of aggressiveness of proppant flow at the middle and final stages was increased, the maximum concentration from 900 kg / m 3 was reduced to 800 kg / m 3 , but at the same time its volume was increased from 1000 to 1600 kg per stage (to increase the packing density to the bottom of the formation). The volume of the fracturing fluid in the main process is reduced by 10 m 3 .
Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.The main hydraulic fracturing process is carried out.
Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме 5 м3, пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме 1 м3 с концентрацией от 100 кг/м3 и продавку в пласт, при этом первые 1,5 м3 продавки производят на сшитом геле, затем подачу сшивателя прекращают и оставшийся объем продавки производят на несшитом геле в суммарном объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 3 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Продавку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями. В первой порции устанавливают концентрацию проппанта 250 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. Во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 400 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов. Давление на устьевом манометре свыше 4 МПа, поэтому стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.A “pillow” of fracture fluid is pumped in a volume of 5 m 3 , a test pack of fracture fluid with proppant in a volume of 1 m 3 with a concentration of 100 kg / m 3 and a burst into the formation, while the first 1.5 m 3 bursts are made on cross-linked gel, then the supply of the crosslinker is stopped and the remaining volume of selling is performed on a non-crosslinked gel in a total volume equal to the volume of the tubing string, sub-packer zone to the roof in the perforation interval and another 3 m 3 , stop the selling and record the pressure drop, record and process the intensity decline wellhead pressure. The data obtained are processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure to close the fracture, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the perforation interval and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the hydraulic fracturing process are adapted to the received test injection processing data. Corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and refine the fracturing plan. Based on the calculations made, a set of the required volume of the process fluid is prepared and a fracture fluid is prepared with testing. The test results are satisfactory. The hydraulic fracturing process is carried out in accordance with a detailed revised plan, where the volume of the final sale is determined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the perforation interval minus the volume of the estimated under-supply. Selling proppant-gel mixture is performed in two portions. In the first portion, the proppant concentration is set at 250 kg / m 3 , the dosage of the destructor is carried out according to the concentration, which ensures the complete process of gel decomposition and crack closure time of at least 12 hours. In the second portion, the proppant concentration is set to above 400 kg / m 3 , the dosage of the destructor is carried out according to the concentration, which ensures the process of complete decomposition of the gel and the crack closure time of not more than 4 hours. At the end of the proppant-gel mixture sale, the pumping units are stopped and the pressure drop recorded, after which the wellhead is closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for the pressure drop. At the end of the necessary time for the destruction of the gel, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure. The start of overpressure release after 4 hours. The pressure on the wellhead pressure gauge is more than 4 MPa, so bleeding is carried out with a flow rate of not more than 30 l / min to atmospheric. The wellhead is depressurized, stalling and lifting of packer equipment is performed.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса гидроразрыва получены следующие данные: длина трещины (одно крыло) 132 м, закрепленная - 124 м, высота трещины общая 12 м, закрепленная - 8 м, признаки прорыва в нижележащий пласт отсутствуют. Ширина трещины после снятия давления 4,5 мм с концентрацией проппанта в интервале продуктивной части пласта до 10-12 кг/м2 против проектного 7-8 кг/м2.Based on the results of processing the results of recording wellhead pressures of the hydraulic fracturing process, the following data were obtained: crack length (one wing) 132 m, fixed - 124 m, total crack height 12 m, fixed - 8 m, there are no signs of a break into the underlying formation. The crack width after relieving pressure of 4.5 mm with a proppant concentration in the interval of the productive part of the formation to 10-12 kg / m 2 against the design 7-8 kg / m 2 .
Скважина введена в эксплуатацию через 24 часа после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью более 800 м3/сут.The well was put into operation 24 hours after completion of hydraulic fracturing with an injection rate of more than 800 m 3 / day.
Пример 2 (контрольный).Example 2 (control).
Для сравнения был проведен стандартный гидроразрыв на аналогичной скважине.For comparison, a standard hydraulic fracturing was carried out on a similar well.
Назначение скважины: нагнетательная.Purpose of the well: injection.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1723,8-1727 м.Fracturing object: D0 layer in the interval 1723.8-1727 m.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.Object lithology: clayed sandstones.
Конструкция скважины и спущенного оборудования:Well design and running equipment:
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.The production string with a diameter of 146 mm is tight.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве, перфорацией не вскрыты.Objects opened by perforation, not participating in hydraulic fracturing, perforation not opened.
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1732 м.Dumping the face with a sand bridge to a depth of 1732 m.
Пакер марки Р110 спущен на НКТ диаметром 89 мм на глубину 1770 м.The P110 packer was launched on tubing with a diameter of 89 mm to a depth of 1770 m.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-280 м3/сут, Рнач - 90 МПа, Ркон-11,0 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости плотностью 1,05 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны пласта.The initial injectivity of the fracturing facility Q-280 m 3 / day, Rnach - 90 MPa, Rkon-11.0 MPa. Determination of the quality of communication with the formation on 5 m 3 technical fluid with a density of 1.05 g / cm 3 without preliminary saturation of the bottom-hole zone of the formation.
Применяемое оборудование:Applicable equipment:
Два насоса FS 2251, блендер MS 60, смесительные емкости объемом 50 м3 одна единица, проппантовоз с раздельной подачей фракции проппанта.Two pumps FS 2251, blender MS 60, mixing tanks with a volume of 50 m 3 one unit, proppant truck with separate supply of proppant fraction.
Тестовая закачка: Произвели замену объема на жидкость разрыва в объеме 7,8 м3, в момент запуска насосов мгновенный рост давления до 28,7 МПа и затем резкий спад до 24,6 МПа и затем плавное снижение до 22,7 МПа. Конечное давление 23,3 МПа при расходе 1,6 м3/мин (2 гидроудара). Тестовую закачку произвели с расходом 3,0 м3/мин. Пробная пачка с концентрацией 186 кг/м3 при прохождении интервала перфорации дала рост давления на 1,2 МПа, при движении по пласту роста не наблюдалось, 2 гидроудара. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность работы жидкости 49%, время закрытия 1-й трещины 2 мин, второй 48 мин.Test injection: The volume was replaced by a fracture fluid in the volume of 7.8 m 3 , at the time of starting the pumps an instant increase in pressure to 28.7 MPa and then a sharp drop to 24.6 MPa and then a gradual decrease to 22.7 MPa. The final pressure of 23.3 MPa at a flow rate of 1.6 m 3 / min (2 hydroblow). Test injection was performed with a flow rate of 3.0 m 3 / min. A test pack with a concentration of 186 kg / m 3 during the passage of the perforation interval gave a pressure increase of 1.2 MPa, while moving along the formation, no growth was observed, 2 hydroblows. According to the results of processing the data of the physical and reservoir properties of the fracturing object, the fluid efficiency is 49%, the closing time of the first crack is 2 minutes, and the second 48 minutes.
Основной процесс гидроразрыва пласта:The main hydraulic fracturing process:
Максимальная концентрация проппанта 1200 кг/м3. Признак разрыва получен на 3 м3 закачки при расходе в 3,0 м3/мин. Рост давления начался при входе в пласт концентрации 700-750 кг/м3. Продавка осуществлена в полном объеме, процесс выполнен. Упаковка плотная, 1 гидроудар.The maximum concentration of proppant is 1200 kg / m 3 . A sign of a break was obtained for 3 m 3 injection at a flow rate of 3.0 m 3 / min. The pressure increase began at the entrance to the formation of a concentration of 700-750 kg / m 3 . The sale was completed in full, the process is completed. The package is tight, 1 water hammer.
Закачено 9 т проппанта 20/40-3 т, 16/30-5 т, 12/18-1 т с расходом 3 м3/мин. По результатам обработки получены следующие результаты: длина трещины 41,9 м, закрепленная 30,4 м, ширина трещины у интервала перфорации 32 мм, остаточная после снятия давления 3,7 мм. Концентрация проппанта в продуктивной части пласта 7,3 кг/м2. Высота трещины 14,7 м.9 tons of proppant 20 / 40-3 tons, 16 / 30-5 tons, 12 / 18-1 tons with a flow rate of 3 m 3 / min were pumped. According to the processing results, the following results were obtained: crack length 41.9 m, fixed 30.4 m, crack width at the perforation interval 32 mm, residual after relieving pressure 3.7 mm. The proppant concentration in the reservoir is 7.3 kg / m 2 . The crack height is 14.7 m.
Скважина введена в эксплуатацию через 48 часов после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью порядка 650 м3/сут.The well was put into operation 48 hours after completion of hydraulic fracturing with an injection rate of about 650 m 3 / day.
Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.A comparative analysis of the proposed and control methods are presented in table 1.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить более длинную трещину гидроразрыва с меньшей концентрацией проппанта в трещине. Повышается качество контроля за процессом гидроразрыва, ускоряется ввод скважины в эксплуатацию.Thus, the proposed method allows to obtain a longer fracture fracture with a lower proppant concentration in the fracture. The quality of hydraulic fracturing monitoring is improved, and commissioning of the well is accelerated.
Применение предложенного способа позволит повысить качество контроля над процессом гидроразрыва пласта и ускорить ввод скважины в эксплуатацию.The application of the proposed method will improve the quality of control over the hydraulic fracturing process and accelerate the commissioning of the well.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Formation hydraulic fracturing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Formation hydraulic fracturing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453694C1 true RU2453694C1 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681097
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Formation hydraulic fracturing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453694C1 (en) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494243C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2540712C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2540713C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2544343C1 (en) * | 2014-02-05 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water |
| RU2551589C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of intensification of operation of well |
| RU2563901C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2566542C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water |
| WO2016003303A1 (en) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for planning production and injection wells |
| RU2582150C1 (en) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for improved work well |
| RU2583803C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2588081C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2608380C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of hydraulic fracturing of underground formation |
| RU2612417C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
| RU2644807C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2658400C1 (en) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method of eliminating proppant deposition conditions during well completion |
| RU2720717C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Intensification method for well operation |
| CN111456709A (en) * | 2020-04-20 | 2020-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | Horizontal well multistage fracturing and staged clustering method based on logging curve |
| CN111680419A (en) * | 2020-06-04 | 2020-09-18 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | Method for evaluating service efficiency of shale gas horizontal well pumping perforation fracturing fluid |
| RU2760115C1 (en) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Hydraulic fracturing fluid based on a synthetic gelatinising agent and highly mineralised water, method for preparation thereof, and method for treatment of the formation using said fluid |
| CN114427417A (en) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Multi-layer reservoir fracturing method with large stress difference and application |
| CN114439444A (en) * | 2020-11-05 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Reservoir fracturing method and device |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2395680C2 (en) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for well conductivity improvement between propant supports |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
| RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
| RU2424428C2 (en) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Procedure for treatment of underground reservoir using rheological model for optimisation of fluid medium |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136772/03A patent/RU2453694C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2424428C2 (en) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Procedure for treatment of underground reservoir using rheological model for optimisation of fluid medium |
| RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
| RU2395680C2 (en) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for well conductivity improvement between propant supports |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494243C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2544343C1 (en) * | 2014-02-05 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water |
| RU2540712C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2540713C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| WO2016003303A1 (en) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for planning production and injection wells |
| RU2688700C2 (en) * | 2014-06-30 | 2019-05-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of planning operating and injection wells |
| RU2563901C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2551589C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of intensification of operation of well |
| RU2658400C1 (en) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method of eliminating proppant deposition conditions during well completion |
| RU2566542C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water |
| RU2582150C1 (en) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for improved work well |
| RU2583803C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2588081C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2612417C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
| RU2608380C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of hydraulic fracturing of underground formation |
| RU2644807C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2720717C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Intensification method for well operation |
| CN111456709A (en) * | 2020-04-20 | 2020-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | Horizontal well multistage fracturing and staged clustering method based on logging curve |
| CN111456709B (en) * | 2020-04-20 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | Horizontal well multistage fracturing segmentation clustering method based on logging curve |
| CN111680419A (en) * | 2020-06-04 | 2020-09-18 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | Method for evaluating service efficiency of shale gas horizontal well pumping perforation fracturing fluid |
| CN114427417A (en) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Multi-layer reservoir fracturing method with large stress difference and application |
| CN114439444A (en) * | 2020-11-05 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | Reservoir fracturing method and device |
| CN114439444B (en) * | 2020-11-05 | 2024-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Reservoir fracturing method and apparatus |
| RU2760115C1 (en) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Hydraulic fracturing fluid based on a synthetic gelatinising agent and highly mineralised water, method for preparation thereof, and method for treatment of the formation using said fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| US4109721A (en) | Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment | |
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| NO163976B (en) | PROCEDURE TE FOR HYDRAULIC FRACTURING OF A UNDORMATION. | |
| US20130306321A1 (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| CN109838218B (en) | Experimental device and method for simulating multi-section fractured horizontal gas well stuffy well post-mining | |
| RU2747277C2 (en) | System and method for injecting working fluids into a high-pressure injection line | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US20140262285A1 (en) | Methods for fraccing oil and gas wells | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| US11933154B2 (en) | High-pressure manifold for well stimulation material delivery | |
| NL2021644B1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| CA2777449C (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| US6216786B1 (en) | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation | |
| US8733443B2 (en) | Inducing flowback of damaging mud-induced materials and debris to improve acid stimulation of long horizontal injection wells in tight carbonate formations | |
| RU2563901C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| CA3084433A1 (en) | Method for generating conductive channels within fracture geometry |