RU2527917C1 - Well operation intensification method - Google Patents
Well operation intensification method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527917C1 RU2527917C1 RU2013147707/03A RU2013147707A RU2527917C1 RU 2527917 C1 RU2527917 C1 RU 2527917C1 RU 2013147707/03 A RU2013147707/03 A RU 2013147707/03A RU 2013147707 A RU2013147707 A RU 2013147707A RU 2527917 C1 RU2527917 C1 RU 2527917C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fracturing
- well
- proppant
- packer
- string
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in stimulating well operations.
Известен способ гидроразрыва пласта, в котором 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 интервала 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 полученным 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 (Патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).There is a known method of hydraulic fracturing in which technical water is preliminarily analyzed, the gel is tested for water solubility and structure formation, with a satisfactory result, the gel is dissolved in water and tested again for structure formation, with satisfactory results, a clay stabilizer, demulsifier and regulator are added to the gel solution in water. degradation, the resulting solution is pumped into the well and in the process of injection, a destructor and a crosslinker are introduced into the solution, thereby the fracture fluid, by injection, replace the well volume with the fracture fluid, stop the injection and record the pressure drop, resume the fracture fluid injection with a working flow for hydraulic fracture, pump the “cushion” of fracture fluid in a volume of 3 to 6 m 3 , then perform a trial injection packs fracturing fluid with proppant mass to 1 in a concentration of from 30 to 200 kg / m 3, it is adjusted to the perforated interval, note the initial surface pressure is then recorded and the character of its change during the passage of the pack h Res perforation interval and its movement through the fracture, the fracturing fluid is forced pack without proppant in the amount of 1.5-1.8 m 3 of liquid prodavku produce rupture in a volume equal to the volume of the column tubing, packer zone to the roof and another perforation interval 2-4 m 3 , stop selling and record the pressure drop, record and process the rate of wellhead pressure decrease, process the received data, obtain data on the performance of the fracturing fluid, pressure value, stress gradient in the formation, time and pressure of fracture closure, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure loss in the perforation interval and the bottom of the formation, based on the obtained data, the design data of the fracturing process are adapted to the received test injection processing data, the corrected data is used to re-calculate the three-dimensional model fracturing and conducting an updated version of the fracturing, change the initial plan for the main fracturing process by replacing the original The obtained geological coefficients for the data obtained after the test injection process are carried out by the program, the modified hydraulic fracturing process is carried out, when the modified hydraulic fracturing is carried out on the basis of the calculations performed, the required volume of process water is set and the gel is prepared with testing, and the hydraulic fracturing process is satisfactory carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final sale is defined as the sum of the volume of columns s tubing and sub-packer zone to the roof of the perforation interval, when detecting an increase in wellhead pressure during the injection of a test pack of fracturing fluid with proppant by 1 to 2.5 MPa, increase the volume of injected proppant of small and medium fractions 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 is estimated by the wellhead pressure decrease as this pack of proppant passes through the perforation zone and when the pressure decreases by 1 or more MPa howl That hydraulic communication with the formation and improved fracturing process should be performed according to scheduled parameters by the modified plan, with no signs of recovery connection with the formation of proppant concentration in the feed subsequent stages is reduced, limited to maximum values of 350-400 kg / m 3, injecting proppant-gel mixtures are performed in two portions; in the first portion, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration that ensures the complete process of gel decomposition, and the crack closure time is at least 12 hours c, in the second portion, 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 closure time is not more than 4 hours, after pumping the proppant-gel mixture, the pump units stop and record the pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process, the intensity of the pressure drop, 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 the pressure drop I, at the end of the necessary time for the destruction of the gel, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, the overpressure is vented after 4 hours, at a pressure of more than 4 MPa, the venting is carried out at 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, etching is performed by fully opening the wellhead valve, the wellhead is depressurized, the packer is broken and the underground equipment is lifted (RF Patent No. 2453694, publ. . 06/20/2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому 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 в 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, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 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 300 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 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, 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, 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 производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of hydraulic fracturing, according to which preliminary analysis of industrial water is carried out, the gel is tested for solubility in water and structure formation, with a satisfactory result, the gel is dissolved in water and again tested for structure formation, with satisfactory results in the gel solution in clay stabilizer, demulsifier and degradation regulator are added to the water, the obtained solution is pumped into the well the target and in the process of injection, the destructor and the crosslinker are introduced into the solution, thereby forming the fracture fluid, the borehole volume is replaced by the fracture fluid, the injection is stopped and the pressure drop is recorded, the fracture fluid is renewed with the flow rate for hydraulic fracture, the “pillow” of fluid is pumped rupture in a volume of 3 to 6 m 3 , then a test pack of rupture fluid is pumped with proppant weighing up to 1 t 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 pressed with rupture fluid without proppant in a volume of 1.5-1.8 m 3 , the rupture fluid is forced through in a volume equal to the volume of the pump of compressor pipes, the under-packer zone to the roof in the perforation interval and another 2-4 m 3 , stop selling and record the pressure drop, record and process the rate of wellhead pressure decrease, process the received data, obtain data on the efficiency of the fracturing fluid, the pressure value, the stress gradient in the formation, the time and pressure of closing the fracture, the pore pressure in the reservoir, the hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the reservoir, on the basis of the data obtained, the design data of the fracturing process are adapted to the received test processing data injections, corrected data are used to re-calculate the three-dimensional model of hydraulic fracturing and conduct an updated version of hydraulic fracturing, change the initial The main plan for carrying out the main hydraulic fracturing process by replacing the initial data of the geological and geological coefficients with the ones obtained by the program after the test injection process, carry out the modified basic hydraulic fracturing process, when carrying out the modified basic hydraulic fracturing process, based on the calculations made, the required volume of process water is collected and the gel is prepared with testing, with satisfactory test results, the fracturing process is carried out in accordance with Changing up where the amount of the final prodavki defined as the sum of the column volume of tubing and packer zone to roofing perforation interval, injecting proppant-gel mixture is performed in two portions, a first portion of the set concentration of proppant to 300 kg / m 3, dosage destructor performed according concentration providing 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 over 300 kg / m 3 , the dosage of the destructor is t according to the concentration that ensures the process of complete decomposition of the gel and the time it takes to close the crack for no more than 4 hours, when the proppant-gel mixture is finished pumping units stop and record the pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process, the pressure drop intensity, and the presence of residual connection with the reservoir, the absence of a reselling effect, after which the wellhead is closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for a pressure drop, at the end it is necessary At present, for the destruction of the gel, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, the overpressure is vented after 4 hours, at a pressure of more than 4 MPa, the venting is performed at 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 bleed is performed by the full opening of the wellhead valve, the wellhead is depressurized, the packer is broken and the underground equipment is lifted (RF Patent No. 2453695, publ. 06/20/2012 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невозможность проведения процесса гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной.A common disadvantage of the known methods is the impossibility of carrying out the hydraulic fracturing process in a well with a worn-out production string.
В предложенном изобретении решается задача повышения качества интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной с упором на забой.The proposed invention solves the problem of improving the quality of stimulation of a well with a worn-out production casing equipped with cemented small diameter volatiles installed with emphasis on the bottom.
Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, согласно изобретению при наличии изношенной эксплуатационной колонны в скважине устанавливают с упором на забой летучку, перекрывающую изношенную часть эксплуатационной колонны, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, интервал продуктивного пласта перфорируют, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке, закачивают объем проппанта, достаточный для качественного проведения гидроразрыва при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости.The problem is solved in that in the method of intensifying the operation of the well, including test injection of fracturing fluid and packs of fracturing fluid with proppant, adjusting the fracturing design and conducting the main fracturing process, according to the invention, in the presence of a worn-out production casing in the well, a volatile block overlapping the worn-out blocking the worn out is used part of the production string, the annulus between the flue and the production string is cemented, the interval of the reservoir is perforated into wells the tubing string is lowered with a diameter of 89 mm with a packer, the packer is installed in the production string 8-30 m higher than the volatiles, during hydraulic fracturing, components are pumped along the tubing string and the volatility, the proppant volume is pumped, sufficient for high-quality fracturing at high the values of the concentration of sand-liquid mixture and fluid flow.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Проведение гидроразрыва пласта в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной установленной с упором на забой летучкой меньшего, чем эксплуатационная колонна диаметра, представляет определенные трудности. Наличие летучки, представляющей собой колонну труб с диаметром меньшим, чем диаметр эксплуатационной колонны, уменьшает диаметр скважины. Для установки пакера в летучке такого уменьшенного диаметра приходится применять колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от 60 до 73 мм, обладающей малой пропускной способностью. При нагнетании жидкости разрыва с расклинивающим материалом по такой колонне происходит рост давления из-за малого проходного сечения. В большинстве случаев невозможно закачать достаточно большой объем проппанта и создать высокую концентрацию расклинивающего агента для создания оптимальных параметров трещины разрыва, также высоки риски получения технологического «стопа» при гидроразрыве. В предложенном изобретении решается задача обеспечения качественного гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной летучкой малого диаметра, установленной с упором на забой. Задача решается следующим образом.Hydraulic fracturing in a well with a worn-out production casing equipped with a volatile smaller than the production casing installed with emphasis on the bottom is difficult. The presence of volatiles, which is a string of pipes with a diameter smaller than the diameter of the production string, reduces the diameter of the well. To install the packer in a volatilizer of such a reduced diameter, it is necessary to use a string of tubing of small diameter from 60 to 73 mm, which has a low throughput. When a fracture fluid with a proppant is injected along such a column, pressure increases due to the small flow area. In most cases, it is impossible to pump a sufficiently large volume of proppant and create a high concentration of proppant to create optimal fracture crack parameters, and there are also high risks of obtaining a technological “stop” during hydraulic fracturing. The proposed invention solves the problem of providing high-quality hydraulic fracturing in a well with a worn-out production casing equipped with a volatile small diameter installed with emphasis on the bottom. The problem is solved as follows.
Основным нагрузкам подвергается нижняя часть эксплуатационной колонны. Как правило, нарушения целостности эксплуатационной колонны возникают в нижней части. Проводить гидроразрыв в такой колонне не представляется возможным из-за опасения разрушения колонны и заколонного цементного камня. Поэтому перед проведением гидроразрыва скважину оборудуют компоновкой, представленной на фиг.1. На фиг.1 обозначены: 1 - изношенная эксплуатационная колонна скважины, 2 - летучка, 3 - забой скважины, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пакер, 6 - продуктивный пласт.The main part is the lower part of the production casing. Typically, casing integrity problems occur at the bottom. It is not possible to carry out hydraulic fracturing in such a column because of the fear of destruction of the column and annular cement stone. Therefore, before hydraulic fracturing, the well is equipped with the layout shown in figure 1. In figure 1 are indicated: 1 - worn-out production casing of the well, 2 - volatility, 3 - bottom of the well, 4 - string of tubing, 5 - packer, 6 - reservoir.
Скважину с изношенной эксплуатационной колонной 1 оборудуют летучкой 2, устанавливаемой с упором на забой 3. Летучку 2 применяют, как правило, диаметром 114 мм. Летучкой 2 перекрывают все дефектные места в нижней части эксплуатационной колонны 1. Межтрубное пространство между летучкой 2 и изношенной эксплуатационной колонной 1 цементируют. Интервал продуктивного пласта 6 перфорируют через летучку 2. Перед проведением гидроразрыва спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 диаметром 89 мм, т.е. колонну с диаметром, классически применяемым при стандартном гидроразрыве. На конце колонны 4 спускают пакер 5.A well with a worn-out production casing 1 is equipped with a fly 2 installed with emphasis on the bottom 3. Fly 2 is used, as a rule, with a diameter of 114 mm. Volatile 2 cover all the defective places in the lower part of the production casing 1. The annular space between the volatile 2 and the worn production casing 1 is cemented. The interval of the productive formation 6 is perforated through the flapper 2. Before hydraulic fracturing, the tubing string 4 with a diameter of 89 mm is lowered, i.e. a column with a diameter classically used for standard fracturing. At the end of column 4, packer 5 is lowered.
Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м.The packer is installed in the production casing above the volatiles by 8-30 m.
Установка пакера ниже 8 м от летучки отрицательно воздействует на цементный камень в межтрубном пространстве между летучкой и эксплуатационной колонной. Установка пакера выше 30 м от летучки вовлекает в работу повышенный объем эксплуатационной колонны и может привести к появлению дефектных мест в колонне.Installing the packer below 8 m from the volatility negatively affects the cement stone in the annulus between the volatile and production casing. Installing the packer above 30 m from the volcano involves an increased volume of the production casing and may lead to the appearance of defective places in the casing.
При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости. Как и при гидроразрыве в скважине с неизношенной эксплуатационной колонной гидроразрыв включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.During hydraulic fracturing, components are pumped along the tubing string and the volatiles at high concentrations of sand-liquid mixture and fluid flow. As with hydraulic fracturing in a well with an unworn production string, hydraulic fracturing includes test injection of fracturing fluid and packs of fracturing fluid with proppant, adjusting the fracturing design and conducting the main fracturing process.
Гидроразрыв проводят в скважинах, оборудованных летучкой, с применением колонны насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм. В случае проведения гидроразрыва в скважинах с летучками со спуском колонны насосно-компрессорных труб с наружным диаметром менее 89 мм, например, 60 или 73 мм, то в процессе гидроразрыва проявляются осложнения в виде роста давления из-за малого проходного сечения в колонне насосно-компрессорных труб и пакера малого диаметра. В результате значительные потери на трение могут привести к незапланированному технологическому «стопу» - остановке закачки. Стандартные действия в целях исключения преждевременного «стоп» заключаются в снижении вязкости жидкости разрыва, низком расходе и концентрации закачиваемого проппанта и, как следствие, уменьшении общего объема расклинивающего материала, что приводит к кратному снижению эффективности процесса гидроразрыва пласта.Hydraulic fracturing is carried out in wells equipped with volatiles using a tubing string with a diameter of 89 mm. In the case of hydraulic fracturing in wells with volatiles with the descent of the tubing string with an outer diameter of less than 89 mm, for example, 60 or 73 mm, complications in the form of pressure growth occur due to the small passage in the tubing string pipes and packer of small diameter. As a result, significant friction losses can lead to an unplanned technological “stop” - injection stop. Standard actions to eliminate premature “stops” are to reduce the viscosity of the fracturing fluid, low flow rate and concentration of the injected proppant, and, as a result, reduce the total volume of proppant, which leads to a multiple decrease in the efficiency of the hydraulic fracturing process.
В предлагаемом способе процесс гидроразрыва пласта проводят в скважинах с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной летучкой, по колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с установленным пакером выше летучки, без ограничений концентрации, количества закачиваемого проппанта, расхода жидкости.In the proposed method, the hydraulic fracturing process is carried out in wells with a worn-out production string equipped with volatiles, along a tubing string with a diameter of 89 mm with a packer installed above the volatility, without limiting the concentration, amount of injected proppant, fluid flow.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.Intensify the operation of an oil well.
Скважиной вскрыт пласт Д1а в интервале 1620,2-1624,8 м. Литология объекта: Д1а - песчаники (фазовая проницаемость 113 мД, пористость 20,2%, глинистость 1,1%).Well D1a was discovered in the interval 1620.2-1624.8 m. Object lithology: D1a - sandstones (phase permeability 113 mD, porosity 20.2%, clay 1.1%).
Забой скважины находится на глубине 1668 м, изношенная часть эксплуатационной колонны распространяется от забоя до глубины 1250 м.The bottom of the well is at a depth of 1668 m, the worn-out part of the production string extends from the bottom to a depth of 1250 m.
В скважину с изношенной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм спускают с упором на забой летучку диаметром 114 мм в интервал 1204,6-1668 м и длиной 463,4 м. Верх летучки находится на глубине 1204,6 м. Цементируют межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной. В интервале продуктивного пласта проводят перфорацию через летучку.A well with a worn-out production casing with a diameter of 146 mm is lowered into the interval 1204.6-1668 m and a length of 463.4 m with a bottom hole of 114 mm in diameter. the column. In the interval of the reservoir, perforation is carried out through the volatility.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 8 м.Lower the tubing string with a diameter of 89 mm with a packer, put the packer above the volatiles by 8 m.
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q - 240 м3/сут, при начальном давлении P=24 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,0 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.Perform a test download. The initial injectivity of the fracturing object Q is 240 m 3 / day, with an initial pressure of P = 24 MPa. The quality of communication with the formation is determined by injecting 5 m 3 of technical fluid with a density of 1.0 g / cm 3 without preliminary saturation of the bottomhole zone.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м3 жидкости разрыва с добавлением 500 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с падением давления на 1,5 МПа. 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 полученным данным обработки тестовой закачки.A test injection is made with recording the pressure drop and processing the obtained data on the pressure drop - in the volume of 28 m 3 of fracturing fluid with the addition of 500 kg of proppant fraction 20/40. The test pack passed the perforation interval with a pressure drop of 1.5 MPa. 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, the 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 fracturing process are adapted to the received test injection processing data.
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 с конечной концентрацией проппанта 630 кг/м3 и давлении на устье скважины начальным 32 МПа, конечным 33 МПа, где объем конечной продавки определяют как объем дополнительной эксплуатационной колонны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной не до продавки 200 литров смеси. Рабочий расход при основном процессе 2,7-2,9 м3/мин. 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 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.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 fracturing process is carried out in accordance with the updated plan with a final proppant concentration of 630 kg / m 3 and a wellhead pressure of 32 MPa and 33 MPa, where the volume of the final discharge is defined as the volume of the additional production string to the roof of the perforation interval minus the estimated before selling 200 liters of the mixture. The working flow rate for the main process is 2.7-2.9 m 3 / min. 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 is carried out after 12 hours. The wellhead is depressurized, stalling and lifting of packer equipment is performed.
Скважина введена в эксплуатацию через 5 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости с 3 м3/сут до 24 м3/сут без увеличения роста обводненности, коэффициент продуктивности вырос более чем в 9 раз.The well was put into operation 5 days after the completion of hydraulic fracturing with an increase in fluid flow from 3 m 3 / day to 24 m 3 / day without an increase in water cut, the productivity coefficient increased by more than 9 times.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 20 м.Lower the tubing string with a diameter of 89 mm with a packer, put the packer above the volatiles by 20 m.
Пример 3. Выполняют, как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером, сажают пакер выше летучки на 30 м.Lower the tubing string with a diameter of 89 mm with a packer, put the packer above the volatiles by 30 m.
Результаты по примерам 1-3 следующие.The results of examples 1-3 are as follows.
В предлагаемом способе интенсификации скважины применяется пакерная система и колонна насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с установкой выше глубины летучки в отличие от стандартного способа. Благодаря этому возможно создание высоких значений концентрации песконесущей смеси - от 500 кг/м3 и выше (в 2-3 раза выше, чем при проведении гидроразрыва контрольным способом), более низких устьевых давлений (в 1,5-2,5 раза меньших, чем при контрольном способе), что в большинстве случаев невозможно при проведении гидроразрыва через колонну насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм. В итоге предложенный способ позволяет создавать наиболее оптимальную по геометрии трещину с гораздо более высокими значениями продуктивности чем при стандартном способе. Сравнительные параметры полученных показателей работы скважины говорят о более эффективном гидроразрыве пластов предложенном способом, без увеличения затрат на подготовительные работы и применением только стандартного оборудования.In the proposed method of well stimulation, a packer system and a tubing string with a diameter of 89 mm are used with installation above the depth of the volatiliser, in contrast to the standard method. Due to this, it is possible to create high values of the concentration of sand-bearing mixture - from 500 kg / m 3 and higher (2-3 times higher than when conducting hydraulic fracturing by the control method), lower wellhead pressures (1.5-2.5 times lower, than with the control method), which in most cases is impossible when hydraulic fracturing is carried out through a tubing string with a diameter of 60-73 mm. As a result, the proposed method allows you to create the most geometry-optimal crack with much higher productivity values than with the standard method. Comparative parameters of the obtained well performance indicators indicate a more effective fracturing proposed by the method, without increasing the cost of preparatory work and using only standard equipment.
По сравнению с гидроразрывом по колонне диаметром 73 мм гидроразрыв по колонне диаметром 89 мм позволяет применять максимальный расход при закачке 2,9 вместо 2,5 м3/мин, максимальную концентрацию проппанта 630 вместо 280 кг/м3, проводить процесс с максимальным давлением закачки 33 вместо 60 МПа, производить продавку в объеме 9 вместо 6,6 м3, повышать продуктивность скважины в 9,8 раз вместо 1,7.Compared with hydraulic fracturing in a column with a diameter of 73 mm, hydraulic fracturing in a column with a diameter of 89 mm makes it possible to use a maximum flow rate of 2.9 instead of 2.5 m 3 / min, a maximum proppant concentration of 630 instead of 280 kg / m 3 , and a process with a maximum injection pressure 33 instead of 60 MPa, sell in a volume of 9 instead of 6.6 m 3 , increase well productivity by 9.8 times instead of 1.7.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить качественный гидроразрыв в скважинах, без рисков получения технологического «стопа», по причине потерь на трение при прохождении песчано-жидкостной смеси через малогабаритные пакер и колонну насосно-компрессорных труб.Thus, the proposed method allows for high-quality hydraulic fracturing in wells, without the risk of obtaining a technological “stop”, due to friction losses during the passage of a sand-liquid mixture through a small-sized packer and tubing string.
Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной.The application of the proposed method will solve the problem of stimulation of a well with a worn-out production casing.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013147707/03A RU2527917C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well operation intensification method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013147707/03A RU2527917C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well operation intensification method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527917C1 true RU2527917C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540173
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013147707/03A RU2527917C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well operation intensification method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527917C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244815C1 (en) * | 2003-10-01 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of bed |
| RU2335624C1 (en) * | 2007-09-10 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2423604C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Procedure for development of payable carbonate bed |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
| RU2460876C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation |
-
2013
- 2013-10-25 RU RU2013147707/03A patent/RU2527917C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244815C1 (en) * | 2003-10-01 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of bed |
| RU2335624C1 (en) * | 2007-09-10 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2423604C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Procedure for development of payable carbonate bed |
| RU2460876C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| US20180073341A1 (en) | System For Inhibiting Flow Of Fracturing Fluid In An Offset Wellbore | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2602437C1 (en) | Method for primary opening by drilling of horizontal shaft in fracture type of oil and gas saturated carbonate reservoir under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| CA3052941C (en) | Method for refracturing in a horizontal well including identifying the different stress zones in the formation | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2527917C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| CN104632173A (en) | Fracture-network fracturing layer selection method for non-natural fracture tight reservoir | |
| RU2531716C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2527913C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2603986C1 (en) | Method for well intensification, exposing low-permeable formation | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| US3050119A (en) | Method of fracturing formations | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2737630C1 (en) | Method for repeated multi-stage hydraulic fracturing of formation in horizontal well |