RU2455478C1 - Method of hydraulic fracturing of carbonate formation - Google Patents
Method of hydraulic fracturing of carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455478C1 RU2455478C1 RU2011104060/03A RU2011104060A RU2455478C1 RU 2455478 C1 RU2455478 C1 RU 2455478C1 RU 2011104060/03 A RU2011104060/03 A RU 2011104060/03A RU 2011104060 A RU2011104060 A RU 2011104060A RU 2455478 C1 RU2455478 C1 RU 2455478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fracturing
- volume
- hydraulic fracturing
- liquid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing of a carbonate formation.
Известен способ гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 Е21В 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.A known method of hydraulic fracturing (RF patent No. 2122633, IPC 8 EV 43/27, publ. 1998), which includes injecting into the formation at a pressure above the fracturing pressure of acid agents and proppant.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.The disadvantage of this method is that it does not allow to increase the productivity of wells and to develop for injection wells in clay reservoirs and low-power sandstones, in addition, the process of implementing the method differs in the duration of the process and high cost.
Также 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 - расклинивающий агент (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).There is also known a method of hydraulic fracturing by pumping a liquid under high pressure into the well, which ensures the opening of existing cracks in the formation, in particular the productive formation, or the creation of new cracks that greatly improve the hydrodynamic connection between the formation and the well. At the same time, a crack fixer is introduced into the fracture fluid — a proppant (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 PM Hydraulic fracturing. M., Nedra, 1986, p. 164).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большая трудоемкость и дороговизна осуществления способа, связанная с тем, что для проведения гидроразрыва пласта требуется большое количество насосных агрегатов, пескосмесительных машин, автоцистерн, причем насосные агрегаты предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа, а пескосмесительные машины предназначены 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, при этом 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.- firstly, the high complexity and high cost of implementing the method, due to the fact that hydraulic fracturing requires a large number of pumping units, sand mixing machines, tank trucks, and pumping units are designed to pump liquid media under pressure up to 70 MPa, and sand mixing machines are designed for transportation of crack fixer - proppant, preparation of sand-liquid mixture and its submission to the reception of pumping units. Tankers are used for transporting liquids and supplying them to sand mixing and pumping plants, while for tying the mouth it is necessary to use special high-strength valves 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.
- во-вторых, при достижении высоких давлений происходит разрыв не только 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 добычи 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.- secondly, when high pressures are reached, not only the productive formation ruptures, but also the overlying and / or underlying shielding bridges. This leads to intensive watering of the extracted products and, in general, to a decrease in the efficiency of work, in particular, work to intensify oil production. In addition, full-scale hydraulic fracturing leads to the formation of a large-scale fracture, as a rule, a unit with a long strike 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.
Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.), включающий 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 м 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 closest is the method of hydraulic fracturing in the well (patent RU No. 2358100, IPC 8 ЕВВ 43/26, published in Bulletin No. 16 of 06/10/2009), including perforation of the walls of the well with channels of depth at least the length of the stress concentration zone in rocks from the wellbore of the existing well and injection into the well of the gel-like fracturing fluid "Himeko" in portions: the first - in the amount of 3-8 m 3 ; the second - in a volume of 10-12 m 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.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процесс осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП), связанный с тем, что закачку гелеобразной жидкости производят в несколько порций, причем объем закачки гелеобразной жидкости с каждой порцией растет, при этом повышается и давление закачки с каждой порцией. Кроме того, закачку третьей порции гелеобразной жидкости производят вместе с закачкой крепителя трещин разрыва, в качестве которого используется песок или керамический проппант, для успешной закачки и продавки в пласт которого необходимо создавать высокие давления до 40 МПа и выше, а для осуществления этого требуются дорогостоящее оборудование (пескосмесители, пакера с якорем высокого давления) и агрегаты, создающие высокие давления, все это ведет к большим финансовым и материальным затратам при осуществлении способа;- firstly, the complex process of hydraulic fracturing (Fracturing), associated with the fact that the injection of the gel-like fluid is carried out in several portions, and the injection volume of the gel-like fluid increases with each batch, and the injection pressure increases with each batch. In addition, the third portion of the gel-like liquid is injected together with the fracture crack fastener, which uses sand or ceramic proppant, for successful injection and forcing into the reservoir which it is necessary to create high pressures of up to 40 MPa and higher, and this requires expensive equipment (sand mixers, packers with high pressure anchor) and units that create high pressures, all this leads to large financial and material costs in the implementation of the method;
- во-вторых, низкая эффективность применения данного способа при проведении ГРП в карбонатных породах при низком пластовом давлении, что обусловлено тем, что при высоких давлениях гидроразрыва создаются неконтролируемые трещины по высоте пласта, что при близости водоносных горизонтов приводит к обводнению скважин после ГРП.- secondly, the low efficiency of the application of this method when carrying out hydraulic fracturing in carbonate rocks at low reservoir pressure, which is due to the fact that at high hydraulic fracturing pressures uncontrolled cracks are created along the formation height, which, when aquifers are close to each other, leads to waterlogging after hydraulic fracturing.
Задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) без привлечения дорогостоящего оборудования и агрегатов, создающих высокое давление, а также повышение эффективности проведения ГРП в карбонатных породах при низком пластовом давлении путем снижения давления разрыва при образовании трещин в карбонатном пласте с возможностью исключения обводнения скважин после гидроразрыва пласта даже при условии близости водоносных горизонтов.The objective of the invention is to simplify the process of hydraulic fracturing of a carbonate formation (hydraulic fracturing) without involving expensive equipment and units that create high pressure, as well as increasing the efficiency of hydraulic fracturing in carbonate rocks at low reservoir pressure by reducing the fracture pressure during cracking in the carbonate formation with the possibility elimination of watering wells after hydraulic fracturing, even if the aquifers are close.
Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing of a carbonate formation (hydraulic fracturing) in a well, including perforation of the walls of the well in the required interval of the well with channels not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the well bore, lowering the pipe string into the hydraulic fracturing zone with the packer sealing the annulus above the perforation interval and cyclic injection into the well of a gel-like fracturing fluid.
Новым является то, что перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле:New is that before hydraulic fracturing, the well is filled with process fluid for 0.2-0.4 volume of the wellbore, the total volume of injected gel-like fracturing fluid is calculated by the formula:
где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;where V g - the volume of the gel-like fluid rupture, m 3 ;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
Нп - длина интервала вскрытия, м,N p - the length of the autopsy interval, m,
причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 от объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.moreover, the gel-like rupture liquid is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the injection of acid portions of 0.7-0.75 of the volume of the gel-like rupture liquid after them; at the end of the last injection cycle, salable oil or fresh water is pumped into a half times the volume of the pipe string with subsequent exposure of 1-2 hours, after which the reaction products of the acid with the rock are removed, the packer is removed and removed from the pipe string from the well.
Суть способа заключается в многократном поочередном воздействии жидкостью разрыва и кислотой на карбонатный пласт, подлежащий ГРП, причем гелеобразная жидкость разрыва создает и расширяет (увеличивает геометрические размеры) трещины, а кислота с каждым циклом закачки гелеобразной жидкости разрыва проникает все глубже в пласт и там реагирует и растворяет карбонатную породу пласта.The essence of the method consists in repeatedly alternating exposure of the fracturing fluid and acid to the carbonate formation to be fractured, moreover, the gel-like fracturing fluid creates and widens (increases the geometric dimensions) cracks, and the acid penetrates deeper into the reservoir with each injection cycle of the gel-like fracturing fluid and reacts there and dissolves the carbonate rock of the reservoir.
Известно, что со снижением пластового давления в продуктивном пласте происходят увеличение длины и ширины трещины и уменьшение ее высоты. Для коэффициента Пуассона, равного 0,25, снижение пластового давления на 1 МПа снизит напряжение смыкания на 2/3 МПа. При этом изменение пластового давления на 1 МПа изменяет высоту трещины более чем на 2 метра. Поэтому в ситуациях, где рост высоты трещины критичен для успеха операции ГРП, целесообразно подбирать участки с пониженным пластовым давлением или снижать его в районе предполагаемых работ.It is known that with a decrease in reservoir pressure in the reservoir, an increase in the length and width of the fracture and a decrease in its height occur. For a Poisson's ratio of 0.25, a decrease in reservoir pressure by 1 MPa will reduce the closure stress by 2/3 MPa. The change in reservoir pressure by 1 MPa changes the height of the fracture by more than 2 meters. Therefore, in situations where the growth of the fracture height is critical for the success of the hydraulic fracturing operation, it is advisable to select areas with reduced reservoir pressure or reduce it in the area of the proposed work.
Особо важную роль пластовое давление играет в отложениях нижнего и среднего карбона, где отсутствуют надежные, ограничивающие рост высоты трещины, глинистые пласты. Близость водоносных пластов увеличивает риск обводнения скважин после гидроразрыва. Кроме того, многие залежи в карбонатных отложениях эксплуатируются на естественных режимах истощения и имеют низкие пластовые давления.Formation pressure plays a particularly important role in the Lower and Middle Carboniferous deposits, where there are no reliable clay formations that limit the growth of the crack height. The proximity of aquifers increases the risk of waterlogging after fracturing. In addition, many deposits in carbonate deposits are exploited under natural depletion regimes and have low reservoir pressures.
Пластами для проведения ГРП при низких пластовых давлениях на месторождениях Татарстана являются карбонаты башкирского яруса и верейского горизонта, а также турнейского яруса.Formations for hydraulic fracturing at low reservoir pressures in the fields of Tatarstan are the carbonates of the Bashkir layer and the Vereisk horizon, as well as the Tournaisian layer.
Предложенный способ гидравлического разрыва карбонатного пласта осуществляется следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing of a carbonate formation is as follows.
Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине включает перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины.The method of hydraulic fracturing (Fracturing) in the well includes perforation of the walls of the well with channels of depth not less than the length of the zone of stress concentration in the rocks from the wellbore.
Далее в скважину в зону гидроразрыва пласта производят спуск колонны труб с пакером так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли пласта, подлежащего гидроразрыву, после чего осуществляют герметизацию заколонного пространства (производят посадку проходного пакера любой известной конструкции, например пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 25 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Next, a pipe string with a packer is lowered into the fracturing zone into the well so that the packer is 5-10 m higher than the roof of the formation to be fractured, then annular space is sealed (a passage packer of any known design is planted, for example, a packer with a mechanical axial P-NMO installation (at 25 MPa) produced by the Packer research and production company in October, the Republic of Bashkortostan, the Russian Federation).
Перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью, например, сточной водой плотностью 1100 кг/м3 на 0,2-0,4 объема ствола скважины.Before hydraulic fracturing, the well is filled with process fluid, for example, waste water with a density of 1100 kg / m 3 per 0.2-0.4 volume of the wellbore.
Определяют суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва по формуле:The total volume of the injected gel-like fracturing fluid is determined by the formula:
где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;where V g - the volume of the gel-like fluid rupture, m 3 ;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
Нп - длина интервала вскрытия, м.N p - the length of the autopsy interval, m
Например, длина интервала вскрытия Нп=12 м. Тогда, подставляя в формулу [1], получаем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:For example, the length of the opening interval N p = 12 m. Then, substituting in the formula [1], we obtain the total volume of the injected gel-like fracture fluid:
Примем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва Vг=18 м3.We take the total volume of injected gel-like fracturing fluid V g = 18 m 3 .
В качестве гелеобразной жидкости применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).As a gel-like liquid, known compositions are used, for example, those developed by Khimekogang CJSC with the trade names Khimeko-N (TU2481-053-17197708), Khimeko-T (TU2481-077-17197708-03), Khimeko B ”(TU 2499-038-17197708-98).
Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте №2043491 МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г.The procedure for the preparation of gelled liquid and its injection using the pump unit CA-320 is described in patent RU No. 2358100, IPC 8 Е21В 43/26, publ. in bull. No. 16 dated June 10, 2009. As an additional example of the use of a gel-like fluid, there may be a structured hydrocarbon gel-like composition for hydraulic fracturing described in patent No. 2043491 IPC 8 Е21В 43/26, publ. September 10, 1995
Далее определяют общий объем кислоты, которой принимают объемом 0,7-0,75 от объема гелеобразной жидкости разрыва, т.е. Vк=(0,7-0,75)·18 м3=12,6-13,5 м3. Примем общий объем кислоты Vк=13,2 м3.Next, determine the total volume of acid, which is taken in a volume of 0.7-0.75 of the volume of the gel-like fracturing fluid, i.e. V to = (0.7-0.75) 18 m 3 = 12.6-13.5 m 3 . We take the total volume of acid V to = 13.2 m 3 .
В качестве кислоты, выполняющей роль расклинивающего агента трещины, образуемой в результате разрыва карбонатного пласта гелеобразной жидкостью, используют любую известную кислоту: соляную, плавикововую или другие, применяемые при ГРП с целью расклинивания трещины. Например, в качестве кислоты применяют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Any acid known as hydrochloric, hydrofluoric, or others used in hydraulic fracturing to wedge a crack is used as the acid that acts as a proppant of a crack formed as a result of a fracture of a carbonate formation by a gel-like liquid. For example, inhibited hydrochloric acid is used in accordance with TU 2122-205-00203312-2000 (manufacturer Sterlitamak, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).
После чего производят поочередную закачку, например, с помощью насосного агрегата ЦА-320 в 3-5 циклов гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, например в 4 цикла, при этом в каждом цикле закачки как гелеобразной жидкости разрыва, так и кислоты производят в равных долях от общего объема. То есть в каждой стадии закачивается Vгi=18 м3/ 4=4,5 м3 - гелеобразной жидкости разрыва и Vкi=13,2 м3/ 4=3,3 м3 - кислоты, при этом в процессе циклической поочередной закачки гелеобразной жидкости разрыва и кислоты расход не должен превышать 1,5 м3/мин, а давление на устье скважины должно быть не более 10 МПа.After that, a sequential injection is carried out, for example, using the CA-320 pump unit in 3-5 cycles of a gel-like rupture liquid and acid, for example, in 4 cycles, while in each injection cycle, both a gel-like rupture liquid and acid are produced in equal proportions of total volume. That is, in each stage is pumped plaster Gi V = 18 m 3/4 = 4.5 m 3 - the gelled fracturing fluid and V Ki = 13.2 m 3/4 = 3.3 m 3 - acid, wherein during cyclic alternately injection of a gel-like fracturing fluid and acid, the flow rate should not exceed 1.5 m 3 / min, and the pressure at the wellhead should be no more than 10 MPa.
По окончании поочередной закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне труб в пласт дегазированной товарной нефтью или пресной водой в полуторакратном объеме колонны труб, после чего скважина остается на реагирование кислоты с породой пласта на 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием по колонне труб, после чего срывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.At the end of the alternate injection, the acid in the pipe string is degassed with degassed commercial oil or fresh water in a volume of one and a half times the pipe string, after which the well remains exposed to acid reaction with the formation rock for 1-2 hours, after which the reaction products of the acid with the rock are removed by any known method, for example, swabbing a pipe string, after which the packer is torn off and removed from the pipe string from the well.
Применение предложенного способа в сравнении с прототипом позволяет:The application of the proposed method in comparison with the prototype allows you to:
- во-первых, простой технологический процесс осуществления способа и низкое давление до 10 МПа, при котором производят ГРП в карбонатных породах, позволяют не привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления, при этом для проведения процесса ГРП в карбонатных породах достаточен один насосный агрегат ЦА-320, что позволяет сократить финансовые и материальные затраты на осуществление ГРП;- firstly, a simple technological process of implementing the method and low pressure up to 10 MPa, at which hydraulic fracturing is performed in carbonate rocks, allows not to attract expensive equipment (sand mixer) and high pressure pump units, while one is sufficient for carrying out hydraulic fracturing in carbonate rocks pumping unit CA-320, which allows to reduce financial and material costs for hydraulic fracturing;
- во-вторых, гидроразрыв карбонатного пласта при низком пластовом давлении создает лучшую геометрию трещины (большое проникновение в пласт и малую высоту), а в условиях близости водоносных горизонтов и отсутствия достаточного контраста напряжений для ограничения высоты трещины перед проведением гидравлического разрыва производят снижение пластового давления в пласте за счет заполнения технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, что позволяет сделать гидроразрыв карбонатного пласта более эффективным (исключить обводнение пласта после проведения ГРП).- secondly, hydraulic fracturing of a carbonate reservoir at low reservoir pressure creates better crack geometry (large penetration into the reservoir and low altitude), and in the conditions of proximity of aquifers and the absence of sufficient stress contrast to limit the height of the fracture, the reservoir pressure is reduced before hydraulic fracturing formation due to filling the process fluid with 0.2-0.4 wellbore volume, which makes it possible to make hydraulic fracturing of a carbonate formation more efficient (exclude bypass s formation after fracturing).
Claims (1)
где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;
Нп - длина интервала вскрытия, м,
причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины. The method of hydraulic fracturing of a carbonate formation (hydraulic fracturing) in a well, including perforating the walls of the well in the required interval of the well with channels at least a depth of the stress concentration zone in the rocks from the well bore, lowering the pipe string into the hydraulic fracturing zone with the packer sealing the annulus above the perforation interval and cyclic injection into the well of a gel-like fracturing fluid, characterized in that before the hydraulic fracturing, the well is filled with process fluid for 0.2-0.4 wellbore volumes, total the volume of injected gel-like fracturing fluid is calculated by the formula
where V g - the volume of the gel-like fluid rupture, m 3 ;
k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
N p - the length of the autopsy interval, m,
moreover, the gel-like rupture liquid is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the injection of acid portions of 0.7-0.75 volumes of the gel-like rupture liquid after them; upon completion of the last injection cycle, salable oil or fresh water is pumped into a half times the volume of the pipe string, followed by holding for 1-2 hours, after which the reaction products of the acid with the rock are removed, the packer is removed and removed from the pipe string from the well.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104060/03A RU2455478C1 (en) | 2011-02-04 | 2011-02-04 | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104060/03A RU2455478C1 (en) | 2011-02-04 | 2011-02-04 | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2455478C1 true RU2455478C1 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848614
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011104060/03A RU2455478C1 (en) | 2011-02-04 | 2011-02-04 | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2455478C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2536524C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| 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 |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2667255C1 (en) * | 2017-11-15 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| CN113669042A (en) * | 2020-05-15 | 2021-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing method of low-permeability oil-gas reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122633C1 (en) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Method of acid treatment of underground beds |
| RU2183742C2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of formation producing zone treatment |
| US20060278389A1 (en) * | 2005-06-10 | 2006-12-14 | Joseph Ayoub | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
| RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
| US7581594B2 (en) * | 2006-03-15 | 2009-09-01 | Chemeor, Inc. | Surfactant method for improved oil recovery from fractured reservoirs |
| RU2401381C1 (en) * | 2009-02-25 | 2010-10-10 | Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" | Method of bench treatment |
-
2011
- 2011-02-04 RU RU2011104060/03A patent/RU2455478C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122633C1 (en) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Method of acid treatment of underground beds |
| RU2183742C2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of formation producing zone treatment |
| US20060278389A1 (en) * | 2005-06-10 | 2006-12-14 | Joseph Ayoub | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
| US7581594B2 (en) * | 2006-03-15 | 2009-09-01 | Chemeor, Inc. | Surfactant method for improved oil recovery from fractured reservoirs |
| RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
| RU2401381C1 (en) * | 2009-02-25 | 2010-10-10 | Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" | Method of bench treatment |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.152, 153, 158, 160, 161. УСАЧЕВ П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986, с.164. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509883C1 (en) * | 2013-02-18 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2536524C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| 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 |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| RU2544931C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Carbonaceous oil deposit development method |
| RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2667255C1 (en) * | 2017-11-15 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| CN113669042A (en) * | 2020-05-15 | 2021-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing method of low-permeability oil-gas reservoir |
| CN113669042B (en) * | 2020-05-15 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing method of low-permeability oil and gas reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| 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 | |
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| US10458220B2 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2462590C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| CN107882544B (en) | A kind of mixing heat release method for removing blockage for carbonate cementation molding sand rock heavy oil wells | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2526081C1 (en) | Well seam hydraulic fracturing | |
| RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method |