RU2531775C1 - Seam hydro frac in well - Google Patents
Seam hydro frac in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531775C1 RU2531775C1 RU2013144150/03A RU2013144150A RU2531775C1 RU 2531775 C1 RU2531775 C1 RU 2531775C1 RU 2013144150/03 A RU2013144150/03 A RU 2013144150/03A RU 2013144150 A RU2013144150 A RU 2013144150A RU 2531775 C1 RU2531775 C1 RU 2531775C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- proppant
- string
- carrier fluid
- pipe string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта для интенсификации добычи нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing to enhance oil production.
Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU №2460875, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.2012 г.), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ - ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой, при этом нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:A known method of hydraulic fracturing of a carbonate formation (patent RU No. 2460875, IPC E21B 43/26, published on 09/10/2012), including the descent into the well of a string of tubing — tubing — with a packer and its subsequent landing, descent into the tubing string columns of flexible pipes - GT - below the lower end of the tubing, injection of water-insulating cement through a flexible pipe, hydraulic fracturing of the carbonate formation with bottom water, while the lower end of the GT is lowered to the level of oil-water contact - WOC, the space between the columns of the tubing and HT is sealed with water-insulated injection bottomhole cement in the carbonate formation, the well is filled from the bottom to the bottom hole level, then the space between the tubing strings and the hot well is sealed and the HT string is lifted so that its lower end is 1-2 m below the roof of the carbonate stratum, then determine the total volume of the fluid gap by the formula:
Vг=k·hп,Vg = k · h p ,
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;where Vg is the volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
hп - толщина продуктивной части пласта, м,h p - the thickness of the productive part of the reservoir, m,
герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.they seal the space between the tubing and GT columns and inject the first portion of the fracture fluid into the GT in the volume of 60-70% of the total volume - Vg under pressure of not more than 25 MPa and at a speed of not more than 2 m 3 / min, after which the remaining volume of the fracture fluid they are pumped into the GT in 3-5 cycles, alternating with the injection of a proppant, which is used as 25% hydrochloric inhibited acid, and the volume of acid is determined depending on the thickness of the productive part of the carbonate formation based on the volume of 0.2 m 3 acid per 1 m formation thickness per each injection cycle, at the end of the last injection cycle, acid is pumped with an aqueous solution of a surfactant in the volume of the GT column, followed by 1-2 hours, after which the GT column is removed from the tubing string and the well is put into operation.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, ограниченная область применения, так как данный способ реализуется только при гидравлическом разрыве карбонатного пласта с подошвенной водой;- firstly, a limited scope, since this method is implemented only with hydraulic fracturing of a carbonate formation with bottom water;
- во-вторых, малая эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП), связанная с развитием трещин в процессе проведения ГРП в основном в вертикальном направлении, а не в горизонтальном, поэтому высока вероятность прорыва подошвенной воды сразу после ее изоляции;- secondly, the low efficiency of hydraulic fracturing (Fracturing) associated with the development of cracks in the process of hydraulic fracturing is mainly in the vertical direction, and not in the horizontal, so there is a high probability of breakthrough of bottom water immediately after its isolation;
- в-третьих, краткосрочный эффект от ГРП, так как трещины в пласте не крепятся проппантом, а обрабатываются расклинивающим агентом.- thirdly, the short-term effect of hydraulic fracturing, since fractures in the formation are not fixed by proppant, but are processed by a proppant.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК E21B 43/26, опубл. 27.01.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, причем перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП - колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing in the well (patent RU No. 2473798, IPC E21B 43/26, published January 27, 2013), including perforation of the walls of the well in the interval of the formation by channels with a depth of at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, lowering the pipe string with the packer, packing the packer over the roof of the perforated reservoir, injecting the gelled fracturing fluid into the sub-packer zone, creating hydraulic fracturing pressure in the sub-packer zone and squeezing into the resulting a fractured layer of the gelled fracturing fluid with proppant, and before conducting hydraulic fracturing of the formation — hydraulic fracturing — the pipe string is filled with process fluid and the total volume of the gelled fractured fluid is determined by the formula:
Vг=K·Hп, V g = K · H p
где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;where V g - the total volume of the fluid gap, m 3 ;
K - коэффициент перевода (K=11-12), м3/м;K - conversion factor (K = 11-12), m 3 / m;
Hп - высота интервала перфорации пласта, м,H p - the height of the interval of perforation of the reservoir, m,
общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - линейный гель, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сПа до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 Vг объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш с расходом 1,5-2 м3/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м3/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сПа с добавлением проппанта фракции 20-40 меш со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.the total volume of the gelled fracturing fluid is divided into two parts, of which 2/3 V g is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 V g is the linear gel, the hydraulic fracturing process begins by pumping the gelled fracture fluid - crosslinked gel with dynamic viscosity 150-200 cPa until a fracture is formed in the formation, after creating a fracture in the formation, the remaining 2/3 V g of the volume of crosslinked gel is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the addition of a proppant fraction of 12-18 mesh with a flow rate of 1.5- 2 m 3 / min, and the proppant is introduced into the crosslinked gel stepwise with an increase m concentrations from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , then, without stopping the hydraulic fracturing process, into the well along the pipe string, increasing the flow rate to 2.5-3 m 3 / min, pump liquid in equal portions in 3-5 cycles fracture - a linear gel with a dynamic viscosity of 30-50 cPa with the addition of a 20-40 mesh proppant fraction with a stepwise increase in concentration from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , after the last portion of the linear gel with proppant is pumped into the pipe string of the well, they are sold into the reservoir with process fluid, while in the process of selling reduce the flow of process fluid awn 0.5-1 m 3 / min for 3.1 minutes and re-injection is resumed at a rate of 2.5-3 m3 / min to complete prodavki linear gel with proppant into the formation, whereupon the shutter speed for a time, 70-80% required for the pressure drop in the injection, unpack the packer and remove it from the pipe string from the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, малая эффективность ГРП, связанная с развитием трещин в процессе проведения ГРП в основном в вертикальном направлении, а не в горизонтальном, что в итоге приводит к снижению нефтеотдачи пласта при его последующей эксплуатации;- firstly, the low efficiency of hydraulic fracturing associated with the development of fractures during hydraulic fracturing is mainly in the vertical direction, and not in the horizontal, which ultimately leads to a decrease in oil recovery during its subsequent operation;
- во-вторых, развитие трещин в вертикальном направлении может привести к прорыву в пласт подошвенной воды и/или воды из близлежащего верхнего водоносного пласта (при его наличии) и обводнению добываемой продукции;- secondly, the development of cracks in the vertical direction can lead to a breakthrough in the formation of bottom water and / or water from a nearby upper aquifer (if any) and watering of the produced products;
- в-третьих, сложный и продолжительный технологический процесс осуществления ГРП, связанный с закачкой двух типов гелированной жидкости разрыва с различной динамической вязкостью, проппанта различных фракций и концентраций и т.д.;- thirdly, a complex and lengthy hydraulic fracturing process associated with the injection of two types of gelled fracturing fluid with different dynamic viscosity, proppant of various fractions and concentrations, etc .;
- в-четвертых, низкая фильтрационная способность трещин в призабойной зоне скважины после проведенного ГРП, что обусловлено циклической закачкой попеременно проппанта фракций 12-18 меш и 20-40 меш.- fourthly, low filtration ability of fractures in the bottomhole zone of the well after hydraulic fracturing, which is due to the cyclic injection of alternately proppant fractions 12-18 mesh and 20-40 mesh.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ГРП за счет гидравлического разрыва пласта с образованием и развитием трещин в горизонтальном направлении и повышения фильтрационной способности трещин в призабойной зоне скважины, а также упрощение технологического процесса осуществления ГРП и сокращение его продолжительности.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to hydraulic fracturing with the formation and development of fractures in the horizontal direction and increase the filtering ability of fractures in the bottomhole zone of the well, as well as simplifying the process of implementing hydraulic fracturing and reducing its duration.
Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.The stated technical problems are solved by the method of hydraulic fracturing in the well, including perforation of the walls of the well in the reservoir interval by channels with a depth of not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the well bore, descent of the pipe string with the packer, packing the packer over the roof of the perforated reservoir, determining the total volume of gelled fracturing fluid before hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, injection into the sub-packer zone of the gelled fracturing fluid, creating a sub-packer oh zone fracture pressure of the formation and the formation of cracks in the formation, followed by fixing them in the formation by pumping carrier fluid with proppant, wells exposure to bleed pressure packer releasing and retrieval of the packer to the tubing string from the well.
Новым является то, что в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ - так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: жидкость разрыва и жидкость-носитель - и производят поочередную закачку жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом в 5 циклов равными порциями, для циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с целью закрепления трещины используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя, при этом в один цикл производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями: по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности, чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности, чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ, при этом циклическую закачку жидкости разрыва для образования и развития трещин в пласте осуществляют по колонне ГТ, выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ, извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.What is new is that a string of flexible pipes - HT - is lowered into the pipe string so that the lower end of the HT string is located below the end of the pipe string and in the middle of the formation, the space between the pipe string and the HT string is sealed at the wellhead, the total volume of gelled fracturing fluid is determined, divide the total volume of the gelled fracturing fluid into two equal parts: the fracturing fluid and the carrier fluid — and sequentially inject the fracturing fluid and the carrier fluid with proppant in 5 cycles in equal portions, for cyclic injection and proppant carrier fluid in order to fix the crack, proppant with a density lower and higher than the carrier fluid density is used, while in one cycle the carrier fluid with proppant is simultaneously injected in two equal portions: carrier fluid with proppant is pumped through the pipe string a lower density than the carrier fluid, and a carrier fluid with a proppant of a higher density than the carrier fluid is pumped along the GT column, while cyclic injection of the fracture fluid for the formation and development of cracks in the plate The system is carried out along the GT string, the well is kept for pressure relief, depressurization is made at the wellhead of the space between the pipe string and the GT string, the GT string is removed from the pipe string, and the packer and pipe packer are unpacked and removed from the pipe string.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине.The figure schematically depicts the proposed method of hydraulic fracturing in the well.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине реализуют следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing in a well is implemented as follows.
Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. в Бюл. №16 от 10.06.2009 г.The method of hydraulic fracturing in a well 1 includes perforation of the walls of the well 1 with channels 2 of a depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore 1 by any known method, for example, as described in patent RU No. 2358100, IPC E21B 43/26, publ. in bull. No.16 of 06/10/2009
Далее в скважину 1 спускают колонну труб 3, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 размещался на уровне кровли 5 пласта 6. После чего производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Next, a pipe string 3 is lowered into the well 1, for example, a tubing string 73 mm in diameter, with a packer 4 so that the packer is 5-10 m above the roof 5 of the formation 6 subject to hydraulic fracturing, and the lower end of the pipe string 3 is placed at roof 5 of layer 6. After that, packer 4 of any known construction is planted, for example, a packer with anchor with mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaM3-YaG2 (F) (100 MPa) produced by the scientific and industrial Packer Company (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation and I).
Таким образом, герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.Thus, annular space 7 of the well 1 is sealed in order to protect the walls of the well from the effects of high pressures arising during hydraulic fracturing.
В колонну труб 3 спускают колонну гибких труб - ГТ 8 - так, чтобы нижний конец колонны ГТ 8 размещался ниже конца колонны труб 3 и посередине пласта 6.A string of flexible pipes — GT 8 — is lowered into the pipe string 3 so that the lower end of the GT string 8 is located below the end of the pipe string 3 and in the middle of the formation 6.
Например, при высоте интервала перфорации Н=5 м серединой пласта 6 является значение H/2=5/2=2,5 м. Таким образом, нижний конец колонны ГТ 8 находится ниже конца колонны труб 3 на 2,5 м.For example, at a height of the perforation interval H = 5 m, the middle of the formation 6 is H / 2 = 5/2 = 2.5 m. Thus, the lower end of the GT string 8 is 2.5 m below the end of the pipe string 3.
На устье скважины 1 с помощью устьевого сальника 9 герметизируют пространство между колонной труб 3 и колонной ГТ 8. На устье скважины 1 нагнетательные линии колонны труб 3 и колонны ГТ 8 оснащают вентилями 10 и 11 соответственно.At the wellhead 1, using the wellhead stuffing box 9, the space is sealed between the pipe string 3 and the GT string 8. At the wellhead 1, the discharge lines of the pipe string 3 and the GT string 8 are equipped with valves 10 and 11, respectively.
Далее определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:Next, determine the total volume of the gelled fracturing fluid according to the following formula:
V=k·H,V = k
где V - общий объем гелированной жидкости разрыва, м3;where V is the total volume of the gelled fracturing fluid, m 3 ;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=12;k = 11-12 - transfer coefficient, m 3 / m, we take k = 12;
H - высота интервала перфорации пласта, м.H - height of the interval of perforation of the reservoir, m
Подставляя в формулу значения: V=k·H=12·5=60 м3, получают общий объем гелированной жидкости разрыва.Substituting in the formula the values: V = k · H = 12 · 5 = 60 m 3 , the total volume of the gelled fracturing fluid is obtained.
В качестве гелированной жидкости разрыва используют любую известную жидкость, например сшитый гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в заявке RU №2008136865, МПК С09К 8/512, опубл. в Бюл. №8 от 20.03.2010 г., плотностью 1100 кг/м3, или гель на водной основе, который готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава, например см. монографию Рябоконя С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин ОАО НПО «Бурение», 2006 г. - с.118.As the gelled fracturing liquid, any known liquid is used, for example, a cross-linked gel, which is prepared by any known method, for example, as described in the application RU No. 2008136865, IPC S09K 8/512, publ. in bull. No. 8 dated March 20, 2010, with a density of 1100 kg / m 3 , or a water-based gel, which is prepared on water-soluble polymers of various nature of any known composition, for example, see the monograph Ryabokonya S.A. Process fluids for completing and repairing wells of NPO Bureniye OJSC, 2006 - p.118.
Разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва (V=60 м3) на две равные части (60 м3/2) по 30 м3: объем гелированной жидкости разрыва Vг, предназначенный для образования и развития трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' в пласте 6, и объем гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости-носителя Vн, предназначенный для доставки в трещины 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' проппанта с целью их закрепления. Далее производят поочередную закачку гелированной жидкости разрыва (Vг=30 м3) и жидкости-носителя (Vн=30 м3) с проппантом в 5 циклов равными порциями, т.е. в каждой порции по 6 м3 гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.Separate the total gelled fracturing fluid (V = 60 m 3) into two equal parts (60 m 3/2) to 30 m 3: volume gelled fracturing fluid V g, intended for the formation and development of cracks 12 ', 12'', 12 ''',12'''',12''''' in the formation 6, and the volume of the gelled fracturing fluid as the carrier fluid V n intended for delivery to the cracks 12 ', 12'',12''', 12 '''', 12 '''''proppant for the purpose of their consolidation. Next, the gelled fracturing fluid (Vg = 30 m 3 ) and the carrier fluid (Vн = 30 m 3 ) are alternately injected with proppant in 5 cycles in equal portions, i.e. in each portion, 6 m 3 of gelled fracturing fluid and proppant carrier fluid.
Причем циклическую закачку гелированной жидкости разрыва для образования и развития трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' в пласте 6 осуществляют по колонне ГТ 8 при открытом вентиле 11.Moreover, the cyclic injection of the gelled fracturing fluid for the formation and development of cracks 12 ', 12' ', 12' '', 12 '' '', 12 '' '' 'in the formation 6 is carried out along the GT 8 column with the valve 11 open.
Для циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с целью закрепления трещин 12', 12'', 12''', 12'''', 12''''' используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя.For cyclic injection of a carrier fluid with proppant in order to fix cracks 12 ', 12' ', 12' '', 12 '' '', 12 '' '' '' use proppant with a density lower and higher than the density of the carrier fluid.
В один цикл при открытых вентилях 10 и 11 производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями Vнi=6 м3/2=3 м3: по колонне труб 3 закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности (ρ1), чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности (ρ2), чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ 8.In one cycle at open valves 10 and 11 produce simultaneous liquid carrier injection with proppant in two equal portions Vni = 6 m 3/2 = 3 m 3: a pipe string 3 is pumped into the carrier fluid with proppant lower density (ρ 1) than the carrier fluid, and the carrier fluid with a proppant of higher density (ρ 2 ) than the carrier fluid is pumped through the GT 8 column.
Один цикл закачки осуществляют следующим образом.One injection cycle is as follows.
При открытом вентиле 11 по колонне ГТ 8 производят закачку гелированной жидкости разрыва в объеме 6 м3 с образованием и развитием трещины 12', затем открывают вентиль 10 и производят одновременную закачку двумя равными порциями: жидкость-носитель с проппантом с плотностью больше плотности жидкости-носителя в объеме 3 м3 и жидкость-носитель с проппантом с плотностью меньше плотности жидкости-носителя в объеме (6 м3/2)=3 м3.When valve 11 is open, a gelled fracture liquid is injected through a GT 8 column in a volume of 6 m 3 with the formation and development of a crack 12 ', then valve 10 is opened and simultaneous injection is carried out in two equal portions: carrier fluid with proppant with a density higher than the density of the carrier fluid in a volume of 3 m 3 and a carrier fluid with proppant with a density lower than the density of the carrier fluid in a volume of (6 m 3/2 ) = 3 m 3 .
Причем по колонне ГТ 8 в трещину 12' закачивают проппант с плотностью (ρ2) больше плотности жидкости-носителя (в объеме 3 м3) и по колонне труб 3 в трещину 12' закачивают жидкость-носитель с проппантом плотностью (ρ1) меньше плотности жидкости-носителя (в объеме 3 м3). Таким образом, происходит один цикл поочередной закачки гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.Moreover, proppant with a density (ρ 2 ) higher than the density of the carrier fluid (in the volume of 3 m 3 ) is pumped through the GT 8 column into the fracture 12 'and a carrier fluid with proppant density (ρ 1 ) less is pumped into the crack 12' through the pipe string 3 carrier fluid density (in a volume of 3 m 3 ). Thus, one cycle of alternately injecting the gelled fracturing fluid and the proppant carrier fluid occurs.
В качестве проппанта с плотностью меньшей (ρ1), чем плотность жидкости-носителя, применяют, например, микросферы алюмосиликатные полые, которые выпускают по ТУ 5712-002-84800065-2009 под маркой МАС-500 (фр. 20-500 мкм), или «легкий проппант», описанный в патенте RU №2472837, МПК C09K 8/80, опубл. 20.01.2013 г.As a proppant with a density lower (ρ 1 ) than the density of the carrier fluid, for example, hollow aluminosilicate microspheres are used, which are produced in accordance with TU 5712-002-84800065-2009 under the brand name МАС-500 (fr. 20-500 microns), or "light proppant" described in patent RU No. 2472837, IPC C09K 8/80, publ. 01/20/2013
Эти легковесные материалы на алюмосиликатных микросферах обладают относительно высокой прочностью, термостойкостью и повышенной устойчивостью к высоким температурам и агрессивным средам. Например, проппант меньшей плотности имеет плотность ρ1=450 кг/м3, плотность жидкости-носителя ρ=1100 кг/м3 (ρ1<ρ).These lightweight materials on aluminosilicate microspheres have relatively high strength, heat resistance and high resistance to high temperatures and aggressive environments. For example, a proppant of lower density has a density ρ 1 = 450 kg / m 3 , a carrier fluid density ρ = 1100 kg / m 3 (ρ 1 <ρ).
В качестве проппанта с плотностью большей (ρ2), чем плотность жидкости-носителя, применяют, например, керамический проппант высокой плотности, производимый компанией «Zutel» Songlou Industrial Zone, Xinmi, Henan, China, или проппант, выпускаемый Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь), изготавливаемый по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия». Например, такой проппант большей плотности, имеет плотность ρ2=1700 кг/м3 (ρ2>ρ).As a proppant with a density higher (ρ 2 ) than the density of the carrier fluid, for example, high-density ceramic proppant manufactured by Zutel Songlou Industrial Zone, Xinmi, Henan, China, or proppant manufactured by the Borovichi Refractories Plant (g Borovichi, Republic of Belarus), manufactured according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions. " For example, such a proppant with a higher density has a density ρ 2 = 1700 kg / m 3 (ρ 2 > ρ).
После чего задвижку 10 закрывают и производят закачку гелированной жидкости разрыва в объеме 6 м3 с образованием и развитием трещины 12'', далее открывают задвижку 10 и производят одновременную закачку равными порциями по колонне ГТ 8 в объеме 3 м3 проппанта с плотностью ρ2 больше плотности жидкости-носителя и по колонне труб 3 в объеме 3 м3 проппант плотностью ρ1 меньше плотности жидкости-носителя. Таким образом, происходит второй цикл поочередной закачки гелированной жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.After that, the valve 10 is closed and the gelled fracturing fluid is injected in a volume of 6 m 3 with the formation and development of a crack 12 '', then the valve 10 is opened and simultaneously injected in equal portions along the GT 8 column in a volume of 3 m 3 of proppant with a density ρ 2 greater the density of the carrier fluid and the pipe string 3 in a volume of 3 m 3 proppant with a density ρ 1 is less than the density of the carrier fluid. Thus, a second cycle of alternately injecting the gelled fracturing fluid and the proppant carrier fluid occurs.
Аналогичным образом выполняют оставшиеся 3 цикла закачки с образованием и закреплением трещин 12''', 12'''', 12'''''.Similarly, the remaining 3 injection cycles are performed with the formation and consolidation of cracks 12 '' ', 12' '' ', 12' '' ''.
Таким образом, производят пять циклов поочередной закачки жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом.Thus, five cycles of successively injecting the fracturing fluid and the proppant carrier fluid are performed.
В процессе реализации способа происходит осаждение проппанта меньшей плотности, чем плотность жидкости-носителя, внизу трещины, а проппанта большей плотности, чем плотность жидкости-носителя, вверху трещины, что позволяет минимизировать развитие трещин в вертикальном направлении и обеспечить их максимальное развитие в горизонтальном направлении.During the implementation of the method, proppant is deposited with a lower density than the density of the carrier fluid at the bottom of the crack, and a proppant with a higher density than the density of the carrier fluid at the top of the crack, which minimizes the development of cracks in the vertical direction and ensures their maximum development in the horizontal direction.
Применение одной гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости разрыва и жидкости-носителя позволяет сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.The use of a single gelled fracturing fluid as a fracturing fluid and a carrier fluid can reduce the duration of the hydraulic fracturing process.
В процессе циклической закачки жидкости-носителя с проппантом с плотностью большей (ρ2), чем плотность жидкости-носителя, увеличивают фракции проппанта с каждым циклом. Например, в первом цикле в колонну труб 3 закачивают проппант фракции 30/50, во втором цикле - проппант фракции 20/40, в третьем цикле - проппант фракции 16/30, в четвертом цикле - проппант фракции 16/20, в пятом цикле - проппант фракции 12/18 меш, т.е. от цикла к циклу увеличивают размер зерен проппанта, что позволяет повысить фильтрационную способность трещин в призабойной зоне скважины и повысить эффективность реализации способа.In the process of cyclic injection of a carrier fluid with proppant with a density higher (ρ 2 ) than the density of the carrier fluid, proppant fractions are increased with each cycle. For example, in the first cycle, the proppant fraction 30/50 is pumped into the pipe string 3, in the second cycle the proppant fraction 20/40, in the third cycle the proppant fraction 16/30, in the fourth cycle proppant fraction 16/20, in the fifth cycle proppant fraction 12/18 mesh, i.e. from cycle to cycle, the proppant grain size is increased, which allows to increase the filtering ability of cracks in the bottomhole zone of the well and to increase the efficiency of the method.
После завершения закачки в 5 циклов выдерживают скважину 1 на стравливание давления, например течение 40 мин.After completion of the injection in 5 cycles, the well 1 is kept for pressure relief, for example, for 40 minutes.
Производят разгерметизацию на устье скважины 1 пространства между колонной труб 3 и колонной ГТ 8 (демонтируют устьевой сальник 9). Извлекают колонну ГТ 8 из колонны труб 3, производят распакеровку и извлечение пакера 4 с колонной труб 3 из скважины 1.Depressurization is made at the wellhead 1 of the space between the pipe string 3 and the GT string 8 (the wellhead stuffing box 9 is dismantled). The GT column 8 is removed from the pipe string 3, and the packer 4 is unpacked and the pipe string 3 is removed from the well 1.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность ГРП за счет гидравлического разрыва пласта с образованием и развитием трещин в горизонтальном направлении и повышения фильтрационной способности трещин в призабойной зоне скважины, а также упростить и сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.The proposed method of hydraulic fracturing in the well allows to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to hydraulic fracturing with the formation and development of cracks in the horizontal direction and to increase the filtering ability of fractures in the bottomhole zone of the well, as well as to simplify and reduce the duration of the hydraulic fracturing process.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144150/03A RU2531775C1 (en) | 2013-10-01 | 2013-10-01 | Seam hydro frac in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013144150/03A RU2531775C1 (en) | 2013-10-01 | 2013-10-01 | Seam hydro frac in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531775C1 true RU2531775C1 (en) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382106
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013144150/03A RU2531775C1 (en) | 2013-10-01 | 2013-10-01 | Seam hydro frac in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531775C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
| RU2603869C1 (en) * | 2016-03-31 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing in injection well |
| RU2613689C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2618544C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2618545C1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic formation fracturing |
| WO2018004370A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for identifying the position of a hydraulic fracture in a well (embodiments) |
| RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2703572C1 (en) * | 2019-01-23 | 2019-10-21 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Method of oil or gas formation hydraulic fracturing |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460875C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2483209C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
-
2013
- 2013-10-01 RU RU2013144150/03A patent/RU2531775C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460875C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
| RU2483209C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
| RU2613689C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2618545C1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic formation fracturing |
| RU2618544C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2603869C1 (en) * | 2016-03-31 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing in injection well |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| WO2018004370A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for identifying the position of a hydraulic fracture in a well (embodiments) |
| RU2723778C1 (en) * | 2016-07-01 | 2020-06-17 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of hydraulic fracture crack position identification in well (embodiments) |
| US11136869B2 (en) | 2016-07-01 | 2021-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method for detecting a fracture position in a well (variants) |
| RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
| RU2703572C1 (en) * | 2019-01-23 | 2019-10-21 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Method of oil or gas formation hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2473798C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2362010C1 (en) | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2522366C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2618545C1 (en) | Method of hydraulic formation fracturing | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
| RU2526081C1 (en) | Well seam hydraulic fracturing |