RU2457323C1 - Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers - Google Patents
Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2457323C1 RU2457323C1 RU2011122983/03A RU2011122983A RU2457323C1 RU 2457323 C1 RU2457323 C1 RU 2457323C1 RU 2011122983/03 A RU2011122983/03 A RU 2011122983/03A RU 2011122983 A RU2011122983 A RU 2011122983A RU 2457323 C1 RU2457323 C1 RU 2457323C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- pressure
- foam system
- formation
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности для гидравлического разрыва низкопроницаемых пластов и песчаников, содержащих прослои глин.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular for hydraulic fracturing of low-permeability formations and sandstones containing interlayers of clay.
Известен способ гидроразрыва пласта (патент RU №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 (patent RU 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.
Данный способ не позволяет освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках.This method does not allow you to master for injection wells in clay reservoirs and thin sandstones.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (см. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта, М., Недра, 1986, стр.164), осуществляемый 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.Also known is a method of hydraulic fracturing (see Usachev P.M. Hydraulic fracturing, M., Nedra, 1986, p. 164), carried out by pumping a liquid under high pressure into the well, which ensures opening in the reservoir, in particular the reservoir , existing fractures, or the creation of new fractures that greatly improve the hydrodynamic coupling between the formation and the well. At the same time, a crack fixer is introduced into the fracturing fluid - 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.
Недостатком данного способа является то, что при высоких давлениях (до 50 МПа), возникающих в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП), происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек (непроницаемых пропластков), например водонабухающих и мигрирующих глин. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности ГРП.The disadvantage of this method is that at high pressures (up to 50 MPa) arising in the process of hydraulic fracturing (Fracturing), there is a gap not only the productive formation, but also overlying and / or underlying shielding bridges (impermeable layers), for example water-swelling and migratory clays. This leads to intensive watering of the produced products and, in general, to a decrease in the efficiency of hydraulic fracturing.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 27.10.2010 г., бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом 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, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус σ, которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой. Недостатками данного способа являются:The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing of a low-permeable underground formation (patent RU No. 2402679, IPC 8 ЕВВ 43/26, publ. 10/27/2010, bull. No. 30), including the injection of hydraulic fracturing fluid containing proppant particles through the well into a fracture created in the subterranean formation, while the injection process provides a turbulent mode of fluid flow in the fracture by pumping a fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa · s with an injection rate of at least 8 m 3 / min, and the fluid contains proppant particles, a radius with σ, which are determined by calculation, in this case, a low-viscosity hydraulic fracturing fluid containing no proppant is preliminarily pumped into the well, and after hydraulic fracturing fluid with proppant particles is pumped, a hydraulic mixture with proppant coated with a rubber shell is pumped into the fracture. The disadvantages of this method are:
- во-первых, для расклинивания трещины вместе с проппантом в трещину производят закачку гидроразрывной жидкости, которая остается в пласте и зачастую пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной гидроразрывной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее последующего освоения, кроме того, плотность гидроразрывной жидкости не регулируется как в процессе образования трещины, так и при ее последующем закачивании в трещину вместе с проппантом с целью ее крепления, в связи с чем снижается эффективность ГРП, что не позволяет достичь необходимого повышения продуктивности пласта;- firstly, for wedging the fracture together with proppant, the fracturing fluid is injected into the fracture, which remains in the reservoir and often the reservoir energy is not enough to push the spent hydraulic fracturing fluid into the wellbore during its subsequent development, in addition, the density of the fracturing fluid is not regulated both in the process of formation of a fracture and during its subsequent pumping into a fracture together with proppant for the purpose of securing it, and therefore the hydraulic fracturing efficiency is reduced, which prevents ich improve formation productivity required;
- во-вторых, для осуществления данного способа в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм2) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной, чередующихся глинистыми прослоями, необходимо производить поинтервальный ГРП каждого продуктивного пропластка с отсечением каждого из них пакерами сверху и снизу, что требует большое количество спуско-подъемных операций с колонной труб, в связи с чем увеличиваются трудозатраты и длительность проведения ГРП;- secondly, for the implementation of this method in low-permeable productive formations of production wells, composed of low-permeable (with permeability (0.1-10) × 10 -3 μm 2 ) productive layers (sandstones) with a small total thickness, alternating clay layers, it is necessary to perform interval hydraulic fracturing of each productive layer with each of them being cut off by packers from above and below, which requires a large number of round-trip operations with a pipe string, in connection with which labor costs and duration are increased IHF;
- в-третьих, вследствие того, что отработанная гидроразрывная жидкость ГРП остается в пласте, увеличиваются сроки освоения скважины, при этом очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя от жидкой фазы минимальны, что не позволяет качественно выполнить ГРП.- thirdly, due to the fact that the spent hydraulic fracturing fluid remains in the reservoir, the development time of the well increases, while the cleaning of the bottom-hole formation zone (PZP) and the sand layer from the liquid phase is minimal, which does not allow for high-quality hydraulic fracturing.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности проведения ГРП за счет применения в качестве гидроразрывной жидкости пенной системы, плотность которой регулируется в широких пределах в процессе проведения ГРП, повышение качества проведения ГРП путем отработки скважины на излив после ГРП, вследствие чего происходит очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя в трещине пласта от жидкой фазы (отработанной жидкости разрыва), а также снижения трудозотрат и сокращения сроков проведения ГРП в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной чередующихся глинистыми прослоями за счет сокращения количества спуско-подъемных операций и проведения одного ГРП сразу в нескольких продуктивных пропластках с применением пенной системы.An object of the invention is to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the use of a foam system as a hydraulic fracturing fluid, the density of which is widely regulated during hydraulic fracturing, to improve the quality of hydraulic fracturing by drilling a well after spilling after hydraulic fracturing, and as a result, the bottom-hole formation zone is cleaned ) and the sand layer in the fracture of the reservoir from the liquid phase (spent fracturing fluid), as well as reducing labor costs and reducing the timing of hydraulic fracturing in low permeability uktivnyh reservoirs of producing wells, stacked low-permeability (permeability to (0,1-10) × 10 -3 m) productive interlayers (sandstone) with a small total thickness of alternating interlayers of the clay by reducing the number of round-trip operations, and fracturing of one in several productive layers using a foam system.
Поставленная задача решается способом гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями, включающим закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб НКТ с пакером в продуктивный пласт, гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing of a low-permeability formation with clay interlayers, including pumping tubing tubing with a packer into the reservoir, hydraulic fracturing fluid through a well through a well through tubing, followed by injection of proppant.
Новым является то, что в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта ПЗП с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП происходит образование трещин гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа.New is that as a hydraulic fracturing fluid, a water-based foam system containing 55-75% nitrogen, 1% potassium chloride solution and an aqueous solution of a surfactant is used, the hydraulic fracturing process, composed of productive and impermeable layers, begins at an initial density of the foam system of 0.25 g / cm 3, which by a device for injection of a proppant fracturing fluid is fed through the tubing into the bottom zone PPP layer with a gradual increase to the maximum injection pressure, Therefore, the maximum pressure created in the process of hydraulic fracturing should be higher than the hydraulic fracturing pressure of productive layers, but lower than the hydraulic fracturing pressure of clay interlayers, and hydraulic fracturing in the PZP occurs in rocks - productive layers with the smallest critical fracture gradient, after which the cracks are fixed fracturing by injection of a foam system with proppant, which is used quartz sand with a concentration of sand in the foam system from 800 to 1000 g / l with the final density of the foam system up to 0.8 g / cm 3 , at the end of hydraulic fracturing, the well is closed for a technological pause for 30 minutes, and at the mouth of the well, an adjustable nozzle is installed in the tubing string and the well is tested for spout, the nozzle is adjusted by so that when spouting, the pressure in the tubing string is lower than the pressure when closing the well by at least 1.5-2 MPa.
Новым также является то, что при температуре пласта, подлежащего гидроразрыву, свыше 60°С для повышения стабильности пенной системы в нее добавляют 2-4 кг/м3 водорастворимого полимера Foam (Halliburton Co) Stabilized Foam (DowelSch Co).It is also new that at a temperature of the formation to be fractured above 60 ° C, to increase the stability of the foam system, 2-4 kg / m 3 of water-soluble polymer Foam (Halliburton Co) Stabilized Foam (DowelSch Co) is added to it.
Данный способ применим в нефтегазодобывающих скважинах с низкопроницаемыми пластами (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм2) и песчаниках, содержащих прослои высоконабухающих или мигрирующих глин.This method is applicable in oil and gas wells with low permeability formations (with permeability (0.1-10) × 10 -3 μm 2 ) and sandstones containing interlayers of highly swellable or migrating clays.
Суть предлагаемого способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
На фиг.1 и 2 представлена последовательность проведения гидроразрыва пласта, где 1 - добывающая скважина; 2 - низкопроницаемый пласт; 3'; 3"…3n - непроницаемые пропластки (глинистые прослои); 4'; 4"…4n - продуктивные пропластки (проницаемые песчаники); 5 - колонна НКТ; 6 - пакер; 7 - задвижка; 8 - нагнетательная линия; 9 - призабойная зона пласта (ПЗП); 10 - регулируемый штуцер; 11 - емкость.Figure 1 and 2 presents the sequence of hydraulic fracturing, where 1 is the producing well; 2 - low permeability layer; 3 '; 3 "... 3 n - impermeable interlayers (clay interlayers); 4 ';4" ... 4 n - 4 n - productive interlayers (permeable sandstones); 5 - tubing string; 6 - packer; 7 - valve; 8 - discharge line; 9 - bottomhole formation zone (PZP); 10 - adjustable fitting; 11 - capacity.
Добывающая скважина 1 (см. фиг.1), вскрывшая низкопроницаемый пласт 2 (далее пласт) с непроницаемыми пропластками (глинистыми прослоями) 3'; 3"…3n, чередующимися с продуктивными пропластками (проницаемые песчаники) 4'; 4"…4n с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм2) эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фиг.1 и 2 не показано). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимы работы по интенсификации добычи нефти из пласта 2 добывающей скважины 1.Production well 1 (see Fig. 1), which revealed a low permeability formation 2 (hereinafter the formation) with impermeable interlayers (clay interlayers) 3 '; 3 "... 3 n alternating with productive layers (permeable sandstones) 4 ';4" ... 4 n with a small total thickness and low permeability (with permeability (0.1-10) × 10 -3 μm 2 ) is used, for example, sucker rod pump (not shown in figures 1 and 2). During operation, the flow rate in production well 1 decreases rapidly, and therefore work is needed to intensify oil production from
С этой целью производят гидроразрыв (гидравлический разрыв пласта - ГРП). Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано). Спускают колонну НКТ 5 с пакером 6. Производят посадку пакера 6 выше интервалов перфорации пласта 2, т.е. осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 5 (применяют пакер 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). На устье скважины 1 на верхний конец колонны НКТ 5 наворачивают задвижку 7, которую посредством нагнетательной линии 8 обвязывают с устройством (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом.For this purpose, hydraulic fracturing is performed (hydraulic fracturing). For this, production equipment is removed from the well (not shown in FIGS. 1 and 2). The
В качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ).As a fracturing fluid, a water-based foam system containing 55-75% nitrogen, a 1% potassium chloride solution and an aqueous solution of a surfactant is used.
В качестве устройства для подачи пенной системы может применяться, например, газобустерная установка или азотно-компрессорная установка, позволяющие создать необходимое максимальное давление в процессе ГРП и позволяющие газировать (азотировать) жидкость (воду) на 55-75%.As a device for supplying a foam system, for example, a gas booster unit or a nitrogen-compressor unit can be used to create the required maximum pressure in the hydraulic fracturing process and to allow aeration (nitriding) of liquid (water) by 55-75%.
На устье скважины 1 готовят пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия, остальное (24-44%) водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ). Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются в качестве пенообразователя.At the
В качестве пенообразователя используют известные легкорастворимые в воде ПАВ (например, реагент ДС-РАС), который представляет собой раствор натриевых солей алкилароматических сульфокислот - ПАВ анионного класса, изготовляемый по ТУ 38-107-64-75; Сульфанол НП-3, который представляет собой натрий алкилбензолсульфонат на основе α-олефинов термического крекинга парафинов - ПАВ анионного класса, изготовляемого по ТУ 84-509-81), свойства и основы которых приведены в справочнике рабочего «Химические реагенты для добычи нефти» авторы Г.З.Ибрагимов, В.А.Сорокин, Н.И.Хисамутдинов стр.179-180. Также применение НП-3 в сочетании с Сульфанолом описано в патенте RU 2250361, «Способ регулирования разработки нефтяной залежи» опубл. в 10.02.2004 г., бюл. №4.As a foaming agent, known water-soluble surfactants (for example, DS-PAC reagent), which is a solution of sodium salts of alkyl aromatic sulfonic acids — anionic surfactants manufactured according to TU 38-107-64-75; Sulfanol NP-3, which is sodium alkylbenzenesulfonate based on α-olefins of thermal cracking of paraffins - anionic surfactants manufactured according to TU 84-509-81), the properties and bases of which are given in the reference book of the worker “Chemical reagents for oil production” authors G .Z. Ibragimov, V.A. Sorokin, N.I. Khisamutdinov p. 179-180. Also, the use of NP-3 in combination with Sulfanol is described in patent RU 2250361, "Method for regulating the development of oil deposits" publ. February 10, 2004, bull.
Для этого на устье скважины 1, например, в цистерне водовоза или в мерной емкости бустерного агрегата готовят водный раствор ПАВ, для чего в пресную воду, например, плотностью ρ=1000 кг/м3 добавляют 0,1% ПАВ от общего объема пресной воды (на фиг.1 и 2 не показано). Затем в водный раствор ПАВ добавляют 1%-ный раствор хлористого калия (1% от общего объема водного раствора ПАВ), который предотвращает набухание глин (непроницаемых пропластков 3'; 3"…3n) в процессе проведения ГРП.To do this, at the
При температуре пласта 2, подлежащего гидроразрыву, свыше 60°С для повышения стабильности пенной системы в нее, т.е. в водный раствор ПАВ в процессе его приготовления добавляют 2-4 кг/м3 водорастворимого полимера Foam (Halliburton Co) Stabilized Foam (DowelSch Co), который представляет собой смесь щелочных солей алкил-амидопропильной группы. Данный полимер обладает структурирующими свойствами, повышающими стабильность пенной системы и предотвращающий ее преждевременный распад на газ и воду при высоких температурах. Изготовляется по фирменной рецептуре фирмой Halliburton (США), основные свойства которого описаны, например, в патентах US 5990052 и US 7407916. Пример применения данного полимера приведен в монографии Рябоконь С.А. «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин» (ОАО НПО «Бурение», 2006, таблица 33, стр.154).When the temperature of the
В качестве дополнительного примера может применяться водорастворимый полимер ВРП-3 по ТУ РБ 00280198.024-99, выпускаемый ОАО «Лесохимик» (Республика Беларусь, г.Борисов Минской обл.).As an additional example, the water-soluble polymer VRP-3 according to TU RB 00280198.024-99, manufactured by JSC Lesokhimik (Republic of Belarus, Borisov, Minsk Region), can be used.
На Ромашкинском месторождении Республики Татарстан добавление данного полимера не требуется, так как температура пластов не превышает 40°С.At the Romashkinskoye field of the Republic of Tatarstan, the addition of this polymer is not required, since the temperature of the layers does not exceed 40 ° C.
Устройство (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, в качестве которого используется кварцевый песок, в процессе проведения ГРП должно создавать максимальное давление, которое должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гироразрыва глинистых прослоев.A device (not shown in FIGS. 1 and 2) for injecting hydraulic fracturing fluid with proppant, which is used as quartz sand, during hydraulic fracturing should create a maximum pressure that should be higher than the hydraulic fracturing pressure of productive layers, but lower than the hydraulic fracturing pressure of clay interlayers.
Например, при давлении гидроразрыва продуктивных пропластков 4'; 4"…4n низкопроницаемого пласта 2 от 20 до 24 МПа и при давлении гидроразрыва непроницаемых пропластков 3'; 3"…3n пласта 2 от 35 до 45 МПа, максимальное давление, создаваемое устройством (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, должно быть выше 24 МПа, но ниже 35 МПа, поэтому для этих целей можно использовать, например, газобустерную установку марки ГБУ (Г) 12/25, с максимально создаваемым давлением 25 МПа, выпускаемую ЗАО "Завод Тамбовполимермаш" (г.Тамбов, Российская Федерация). В качестве дополнительного примера устройства для закачки гидроразрывной жидкости может служить передвижная азотно-компрессорная станция ТГА-35/301 с максимально создаваемым давлением 30 МПа (производства Краснодарского компрессорного завода, г.Краснодар, Российская Федерация) и работающая в комплексе (через тройник) с насосным агрегатом ЦА-320, выпускаемым по ТУ (ТУ 4523-010-057336-2000).For example, at fracturing pressure of productive layers 4 '; 4 '... 4 n low-
Далее начинают процесс ГРП пласта 2, сложенного из продуктивных (4'; 4"…4n) и непроницаемых 3'; 3"…3n пропластков. Для этого на устье скважины 1, например, в смесителе газобустерной установки смешивают приготовленный в цистерне водовоза или в мерной емкости бустерного агрегата водный раствор ПАВ в объеме 44% + 1%-й раствор хлористого калия и азот в объеме 55% от общего объема с образованием пенной системы. Далее приготовленную на устье скважины 1 пенную систему (гидроразрывную жидкость) при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3 с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, например, газобустерной установки марки ГБУ (Г) 12/25, подают по нагнетательной линии 8 в колонну НКТ 5 и начинают процесс ГРП.Next, the process of hydraulic fracturing of
При этом пенная система по колонне НКТ 5 попадает в призабойную зону пласта (ПЗП) 9, постепенно увеличивают давление закачки до максимального в нагнетательной линии 8 бустерного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано), при этом в ПЗП 9 происходит разрыв пласта 2 с образованием трещин гидроразрыва в породах в месте с наименьшим критическим градиентом разрушения породы, например, под давлением 21 МПа, происходит разрыв в продуктивном пропластке 4" пласта 2, после чего давление закачки снижается, например, до 15 МПа.In this case, the foam system through the
Далее, продвигаясь по продуктивному пропластку 4" пласта 2, закачиваемая пенная система будет встречать сопротивление со стороны продуктивного пропластка 4" пласта 2. Давление в колонне НКТ 5 и в ПЗП 9 вновь начнет возрастать. При достижении определенного критического градиента разрушения породы, например, при давлении 23 МПа разорвется другой продуктивный пропласток пласта 2 в другом интервале, например, продуктивный пропласток 4' пласта 2, при этом давление снижается, например, до 16 МПа, затем по мере продвижения пенной системы по второму пропластку, т.е. пропластку 4' пласта 2, начнется рост давления в колонне труб 5 и в ПЗП 9. Далее аналогично при достижении определенного критического градиента разрушения породы, например при давлении 24 МПа, произойдет разрыв третьего пропластка пласта 2, т.е. продуктивного пропластка 4" пласта 2, при этом пакер 6 защищает эксплуатационную колонну скважины 1 от действия высоких давлений (до 25 МПа), возникаемых при осуществлении ГРП. В результате в каждом из продуктивных пропластков 4'; 4"…4n (см. фиг.1 и 2) образуются трещины гидроразрыва.Further, moving along the
Затем производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3. Смешивание проппанта с пенной системой при креплении трещин в пласте 2 производят по любой известной технологической схеме на устье скважины 1, например, с применением блендера и дополнительного насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано).Then, fracturing is fixed by injection of a foam system with proppant, which is used as quartz sand with a sand concentration in the foam system of 800 to 1000 g / l with a final density of the foam system of 0.8 g / cm 3 . Mixing the proppant with the foam system when fixing cracks in the
По окончании гидроразрыва пласта 2 скважину 1 закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины 1 отсоединяют нагнетательную линию 8 от устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, в состав колонны НКТ 5 устанавливают регулируемый штуцер 10 (см. фиг.2) и обвязывают нагнетательную линию 8 с емкостью 11.At the end of the hydraulic fracturing of
Регулированием пропускной способности штуцера 10 производят отработку скважины 1 на излив в емкость 11 (например, вращением его вентиля по часовой или против часовой стрелки изменяют площадь поперечного сечения S) и достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ 5 было ниже давления при закрытии скважины 1 после осуществления ГРП не менее чем на 1,5-2 МПа, например давление при закрытии скважины после ГРП составляло 9 МПа, тогда регулированием пропускной способности штуцера 10 достигают, чтобы отработка скважины 1, т.е. излив отработанной гидроразрывной жидкости (пенной системы) из продуктивных пропластков 4'; 4"…4n пласта 2, попавших туда в процессе осуществления ГРП, происходил при давлении не ниже 7-7,5 МПа.By adjusting the capacity of the
Снижение давления в колонне НКТ 5 до 7-7,5 МПа в пласте 2 приводит к тому, что газ (азот) в пене расширяется, и при его содержании в жидкости 95% и выше превращается в туман, а кварцевый песок (проппант) оседает на дно трещины, при этом происходит вынос жидкой фазы по колонне НКТ 5 на устье скважины 1 потоком газа.The decrease in pressure in the
Это проводится для того, чтобы достичь наиболее полного выноса отработанной пенной системы из пласта 2 и повысить качество проведенного ГРП.This is done in order to achieve the most complete removal of the spent foam system from
ГРП на основе пенных систем позволяют проводить ГРП сразу в нескольких интервалах перфорации, не разобщая их друг от друга, что позволяет повысить эффективность предлагаемого способа, разрыв пласта будет происходить в наиболее ослабленном участке пласта или в зоне с лучшими коллекторскими свойствами.Hydraulic fracturing based on foam systems allows hydraulic fracturing to be carried out simultaneously in several perforation intervals without separating them from each other, which improves the efficiency of the proposed method, fracturing will occur in the most weakened section of the reservoir or in the zone with the best reservoir properties.
Преимуществами предложенного способа являются:The advantages of the proposed method are:
- использование минимального числа пакеров, а следовательно, меньшее число спуско-подъемных операций и операций установки пакеров, низкая трудоемкость процесса;- the use of a minimum number of packers, and therefore, a lower number of tripping and installation operations of packers, low labor intensity of the process;
- возможность проведения ГРП в нескольких проперфорированных интервалах без их разобщения за один спуск скважинного оборудования;- the possibility of hydraulic fracturing in several perforated intervals without separation during one descent of the downhole equipment;
- малая длительность взаимодействия пласта с пенной системой.- short duration of the interaction of the reservoir with the foam system.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность проведения ГРП за счет применения в качестве гидроразрывной жидкости пенной системы, плотность которой регулируется в широких пределах в процессе проведения ГРП, и качество проведения ГРП путем отработки скважины на излив после ГРП, вследствие чего происходит очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя в трещине пласта от жидкой фазы (отработанной жидкости разрыва), в связи с чем резко сокращаются сроки последующего освоения скважины. Кроме того, предложенный способ позволяет снизить трудозотраты и сократить сроки проведения ГРП в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной, чередующихся глинистыми прослоями за счет сокращения количества спуско-подъемных операций и проведения одного ГРП сразу в нескольких продуктивных пропластках с применением пенной системы.The proposed method allows to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the use of a foam system as a hydraulic fracturing fluid, the density of which is widely regulated during hydraulic fracturing, and the quality of hydraulic fracturing by drilling a well after spilling after hydraulic fracturing, as a result of which the bottom-hole formation zone (PES) is cleaned and the sand layer in the fracture of the reservoir from the liquid phase (spent fracturing fluid), in connection with which the time for subsequent development of the well is sharply reduced. In addition, the proposed method allows to reduce labor costs and reduce the time for hydraulic fracturing in low-permeable productive formations of production wells, composed of low-permeable (with permeability (0.1-10) × 10 -3 μm) productive layers (sandstones) with a small total thickness, alternating clay interlayers due to the reduction in the number of trips and conducting one hydraulic fracturing at once in several productive layers using a foam system.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122983/03A RU2457323C1 (en) | 2011-06-07 | 2011-06-07 | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122983/03A RU2457323C1 (en) | 2011-06-07 | 2011-06-07 | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2457323C1 true RU2457323C1 (en) | 2012-07-27 |
Family
ID=46850741
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011122983/03A RU2457323C1 (en) | 2011-06-07 | 2011-06-07 | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2457323C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524079C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to intensify operation of well that exposed multipay deposit |
| 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 |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| 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 |
| CN114458271A (en) * | 2020-10-22 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving complexity of deep high-brittleness shale gas fracture and application |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5358047A (en) * | 1993-04-02 | 1994-10-25 | Halliburton Company | Fracturing with foamed cement |
| RU2122111C1 (en) * | 1997-06-16 | 1998-11-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method of hydraulic fracturing of formation |
| US20050003965A1 (en) * | 2003-07-01 | 2005-01-06 | Zhijun Xiao | Hydraulic fracturing method |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
| US20110028354A1 (en) * | 2009-02-10 | 2011-02-03 | Hoang Van Le | Method of Stimulating Subterranean Formation Using Low pH Fluid Containing a Glycinate Salt |
-
2011
- 2011-06-07 RU RU2011122983/03A patent/RU2457323C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5358047A (en) * | 1993-04-02 | 1994-10-25 | Halliburton Company | Fracturing with foamed cement |
| RU2122111C1 (en) * | 1997-06-16 | 1998-11-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method of hydraulic fracturing of formation |
| US20050003965A1 (en) * | 2003-07-01 | 2005-01-06 | Zhijun Xiao | Hydraulic fracturing method |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
| US20110028354A1 (en) * | 2009-02-10 | 2011-02-03 | Hoang Van Le | Method of Stimulating Subterranean Formation Using Low pH Fluid Containing a Glycinate Salt |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524079C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to intensify operation of well that exposed multipay deposit |
| 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 |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| 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 |
| CN114458271A (en) * | 2020-10-22 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving complexity of deep high-brittleness shale gas fracture and application |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10060244B2 (en) | System and method for hydraulic fracturing with nanoparticles | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| EP1298281A1 (en) | Acid stimulating with downhole foam mixing | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| US20140151043A1 (en) | Stabilized fluids in well treatment | |
| AU2014281205A1 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| US20160264849A1 (en) | Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation | |
| AU2015390249B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2632791C1 (en) | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions | |
| WO2014169389A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| WO2018125656A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
| RU2547191C1 (en) | Carbonate bed hydrofrac | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| US10513917B2 (en) | Method for fracturing a formation | |
| CA3048406A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2320856C1 (en) | Injection well operation method | |
| US20230184072A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| RU2320848C1 (en) | Cementing method for well with abnormally low reservoir pressure | |
| RU2742382C1 (en) | Method for temporary isolation of well interval, method of repeated hydraulic fracturing of formation and well killing method | |
| RU2502861C2 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it | |
| WO2018125657A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170608 |