RU2543004C1

RU2543004C1 - Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector

Info

Publication number: RU2543004C1
Application number: RU2014104837/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Васильевич Кустышев; Евгений Валентинович Паникаровский; Денис Александрович Кустышев; Александр Викторович Красовский; Алексей Владимирович Немков; Максим Дмитриевич Антонов; Ольга Владимировна Исакова
Original assignee: Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority date: 2014-02-12
Filing date: 2014-02-12
Publication date: 2015-02-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: in this method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector to inner cavity of the production casing a slot perforator is run in, walls of the production casing are cut by means of vertical disc cutters of the slot perforator with forming of two longitudinal slots opposed at different height points within the interval from the foot to the roof of the producing formation. Through jet nozzles of the slot perforator hydrocarbon-based process fluid is injected and through longitudinal slots in the production casing the process fluid is washed at pressure that does not exceed pressure of hydraulic fracturing and filtration channels are thus formed in cement stone behind the production casing and ambient rock in the bottom-hole zone of the formation, which pass deep into the producing formation. Upon formation of the filtration channels the slot perforator is removed and downhole equipment consisting of a high-pressure packer and a circulating valve is run in to the well at the flow string. The packer is packed over the roof of the producing formation and filtration channels are washed with hydrochloric acid of 12% concentration with flushing to the producing formation depth of hydrocarbon-based process fluid injected to the well earlier. Thereafter below-packer space of the well is flushed by thickened mud acid consisting of hydrochloric acid of 12% concentration, hydrofluoric acid of 3% concentration and mud thickener of carboxymethyl cellulose to the formation depth as fracturing fluid and proppant material with formation of fractured slot. Upon completion of acid hydraulic fracturing and fixation of fractured slot, the slot is washed by hydrochloric acid of 12% concentration with destruction of mud thickener of carboxymethyl cellulose. Then the over-packer space of the well is washed by creating circulation in annular space and tubing space by means of the circulating valve and influx is induced from the producing formation by reduction of backward pressure. Upon development the well is introduced into operation with remaining downhole equipment, which was run in to the well during process of hydraulic fracturing.

EFFECT: increased square area and depth of the producing formation penetration at elimination of swelling conditions for clays contained in the reservoir.

3 ex, 7 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву пласта, в частности заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложений, сложенных из влагонабухающих глин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to hydraulic fracturing, in particular, clayed low-permeability terrigenous deposits, composed of moisture-swelling clays.

Сенон-туронские коллекторы газовых скважин на месторождениях севера Западной Сибири относятся к заглинизированным низкопроницаемым терригенным отложениям, сложенным из влагонабухающих глин. Из опыта ремонта скважин в таких отложениях известно, что применение водных растворов ведет к набуханию глин, препятствующих добыче газа из пласта. В то же время проведение кумулятивной перфорации в этих отложениях не обеспечивает необходимую глубину вскрытия пласта и приводит к значительной кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП).The Senon-Turonian gas well reservoirs in the fields of the north of Western Siberia belong to the clayed low-permeability terrigenous deposits, composed of moisture-swelling clays. From the experience of repairing wells in such deposits, it is known that the use of aqueous solutions leads to swelling of clays that impede the production of gas from the reservoir. At the same time, the cumulative perforation in these deposits does not provide the required depth of the formation and leads to significant mudding of the bottom-hole formation zone (PZP).

Для вскрытия низкопроницаемых терригенных отложений помимо кислотных обработок используют гидравлический разрыв пласта (ГРП) [Ягафаров АК. и др. Интенсификация притоков пластовых флюидов в нефтяных и газовых скважинах. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2010. - 231 с.].To open low-permeable terrigenous deposits, in addition to acid treatments, hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) is also used [AK Yagafarov. et al. Intensification of formation fluid inflows in oil and gas wells. - Tyumen: Publishing house "Vector Buk", 2010. - 231 p.].

Известен способ гидравлического разрыва пласта низкопроницаемого терригенного пласта, включающий закачивание под давлением жидкости разрыва с образованием трещин разрыва и закрепление образованных трещин разрыва [патент РФ № 2462590, опубл. 2012].A known method of hydraulic fracturing of a low-permeable terrigenous formation, including pumping a fracture fluid under pressure with the formation of fracture fractures and fixing the fracture fractures [RF patent No. 2462590, publ. 2012].

Недостатком этого способа является недостаточная площадь и глубина вскрытия продуктивного пласта, набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложениях продуктивного пласта, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.The disadvantage of this method is the insufficient area and depth of opening of the reservoir, the swelling of clays contained in the clayed low-permeability terrigenous deposits of the reservoir, the long duration of the removal of proppant material.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности признаков (прототипом) является способ гидравлического разрыва пласта низкопроницаемого терригенного пласта, включающий спуск в скважину устройства для прорезания щелей в эксплуатационной колонне, закачивание под давлением жидкости разрыва с образованием трещин разрыва и закрепление образованных трещин разрыва [патент РФ № 2177541, опубл. 2001].Closest to the proposed invention in terms of features (prototype) is a method of hydraulic fracturing of a low-permeable terrigenous reservoir, including the descent of a device for cutting gaps in a production casing, injection of a fracturing fluid under pressure with the formation of fracturing cracks and fixing the formed fracture cracks [RF patent No. 2177541, publ. 2001].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность ГРП в заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин, ведущих к набуханию глин.The disadvantage of this method is the lack of effectiveness of hydraulic fracturing in clayed low-permeability terrigenous deposits, composed of moisture-swelling clays leading to clay swelling.

Недостатком этого способа является набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложениях продуктивного пласта, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.The disadvantage of this method is the swelling of the clay contained in the clay low permeable terrigenous deposits of the reservoir, the long duration of removal of proppant material.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности гидравлического разрыва продуктивного пласта в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.The challenge facing the creation of the invention is to increase the efficiency of hydraulic fracturing of the reservoir in low-permeability terrigenous deposits, composed of water-swellable clays.

Достигаемый технический результат, который получается в результате применения изобретения, состоит в увеличении площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в этом коллекторе.Achievable technical result, which is obtained as a result of the application of the invention, consists in increasing the area and depth of opening of the reservoir while eliminating the swelling conditions of the clays contained in this reservoir.

Поставленная задача и технический результат решается и достигается соответственно тем, что при кислотном продольно-щелевом гидравлическом разрыве низкопроницаемого терригенного пласта, сложенного влагонабухающими сцементироваными глинами, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны спускают гидромеханический щелевой перфоратор, прорезают с помощью вертикально перемещающихся дисков-фрез гидромеханического щелевого перфоратора стенки эксплуатационной колонны с образованием двух продольных щелей, расположенных напротивдруг друга на разных высотных отметках, в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта, закачивают через гидромониторные насадки гидромеханического щелевого перфоратора технологическую жидкость на углеводородной основе и промывают через продольные щели в эксплуатационной колонне посредством технологической жидкости на углеводородной основе, истекающей под давлением, величиной, не превышающей давление гидроразрыва пласта, с образованием фильтрационных каналов в цементном камне за эксплуатационной колонной и окружающей горной породе призабойной зоны пласта, проходящих в глубину продуктивного пласта, после образования фильтрационных каналов из скважины извлекают гидромеханический щелевой перфоратор и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают подземное внутрискважинное оборудование, состоящее из пакера высокого давления и циркуляционного клапана, далее запакеровывают пакер над кровлей продуктивного пласта и промывают фильтрационные каналы соляной кислотой 12 %-ной концентрации с продавливанием в глубину продуктивного пласта технологической жидкости на углеводородной основе, ранее закаченной в скважину, после этого заполняют подпакерное пространство скважины, загущенной глинокислотой, состоящей из соляной кислоты 12 %-ной концентрации, фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации и загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, продавливают ее в глубину пласта в качестве жидкости разрыва и расклинивающего материала с образованием трещины разрыва, затем после завершения кислотного гидравлического разрыва и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12 %-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, далее промывают надпакерное пространство скважины созданием циркуляции в затрубном и трубном пространствах с помощью циркуляционного клапана и осуществляют вызов притока из продуктивного пласта методом снижения противодавления, и после освоения скважину вводят в эксплуатацию с оставлением в скважине спущенного в процессе гидравлического разрыва подземного внутрискважинного оборудования.The problem and the technical result are solved and achieved, respectively, in the case of an acid longitudinal-slit hydraulic fracture of a low-permeable terrigenous layer, folded by moisture-swelling cemented clays, a hydromechanical slotted puncher is lowered into the internal cavity of the production string, cut through vertically moving milling discs of a hydromechanical slotted perforator production casing with the formation of two longitudinal slots located opposite at different elevations, in the interval from the sole to the top of the producing formation, the hydrocarbon-based technological fluid is pumped through the hydraulic nozzles of the hydromechanical slotted puncher and washed through the longitudinal slots in the production string using the hydrocarbon-based technological fluid expiring under pressure, not exceeding hydraulic fracturing pressure, with the formation of filtration channels in the cement stone behind the production string and the surrounding After formation of the filtration channels from the well, a hydromechanical slotted puncher is removed from the bottom rock of the bottomhole zone of the formation, passing into the depth of the reservoir, and underground well equipment consisting of a high pressure packer and a circulation valve is lowered into the well on the tubing string, then the packer is closed over the roof of the reservoir and washed the filtration channels with hydrochloric acid of 12% concentration with the techno bursting deep into the reservoir ogicheskoy hydrocarbon-based fluid previously injected into the well, then the well is filled packer space, gelled mud acid consisting of hydrochloric acid 12% strength hydrogen fluoride concentrations acids of 3% concentration and a thickener - carboxymethyl cellulose, push it into the depth of the reservoir as a fracturing fluid and a proppant to form a fracture, then after completion of the acid hydraulic fracture and fixing the fracture, the fracture is washed with hydrochloric acid of 12% concentration with fracture a thickener - carboxymethyl cellulose, then the over-packer space of the well is washed by creating circulation in the annulus and tube space using a circulation valve and they call the inflow from the reservoir by the method of reducing backpressure, and after development, the well is put into operation with the underground well downhole equipment deflated during the hydraulic fracturing process being left in the well.

На фиг. 1 показана схема реализации заявленного изобретения при прорезании в эксплуатационной колонне продольных вертикальных щелей, на фиг. 2 - то же при промывке и образовании фильтрационных каналов в цементном камне и прилегающей к скважине горной породе струями технологической жидкости на углеводородной основе, на фиг. 3 - то же при промывке образованных фильтрационных каналов соляной кислотой, на фиг. 4 - то же при закачивании загущенной глинокислоты и проведении кислотного гидравлического разрыва пласта, на фиг. 5 - то же при промывке трещин разрыва соляной кислотой с целью разрушения карбоксиметилцеллюлозы, на фиг. 6 - то же при промывке скважины и вызове притока из пласта, на фиг. 7 - то же при эксплуатации скважины после завершения кислотно-щелевого гидравлического разрыва.In FIG. 1 shows a diagram of an embodiment of the claimed invention when cutting longitudinal vertical slots in a production string; FIG. 2 - the same during flushing and formation of filtration channels in cement stone and adjacent to the well rock formation by jets of hydrocarbon-based process fluid, in FIG. 3 - the same when washing the formed filtration channels with hydrochloric acid, FIG. 4 - the same when injecting a thickened clay acid and conducting an acid hydraulic fracturing, in FIG. 5 - the same when washing fractures with hydrochloric acid in order to break carboxymethyl cellulose, FIG. 6 - the same when flushing the well and causing inflow from the reservoir, in FIG. 7 - the same when operating the well after completion of acid-slot hydraulic fracturing.

Заявленное изобретение осуществляется следующим образом.The claimed invention is as follows.

В скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 1 до кровли продуктивного пласта 2 спускают гидромеханический щелевой перфоратор 3. Выдвигают за габаритные размеры корпуса гидромеханического щелевого перфоратора 3 диски-фрезы 4, расположенные на диаметрально противоположных сторонах корпуса на разных высотных отметках, и продолжают спуск гидромеханического щелевого перфоратора 3 до подошвы продуктивного пласта 2. При возвратно-поступательном движении колонны НКТ 1 с гидромеханическим щелевым перфоратором 3 по обрабатываемому интервалу эксплуатационной колонны 5 от кровли до башмака продуктивного пласта 2 и обратно, с поэтапным увеличением создаваемого давления в колонне НКТ 1 диски-фрезы 4 прорезают стенки эксплуатационной колонны 5 и выходят за ее пределы, формируя продольные щели 6, расположенные напротив друг друга на разных высотных отметках. При этом продольные щели 6 выполнены таким образом, что нижняя кромка верхней щели располагается на уровне середины нижней щели, а верхняя кромка нижней щели - на уровне середины верхней щели. Давление в колонне НКТ 1, воздействующее на диски-фрезы 4, зависит от толщины стенки эксплуатационной колонны 5.A hydromechanical slotted perforator 3 is lowered into the well on tubing 1 to the roof of the productive formation 2. The milling disks 4 located on the diametrically opposite sides of the body at different elevations are extended beyond the overall dimensions of the body of the hydromechanical slotted perforator 3 and continue to descent hydromechanical slotted punch 3 to the bottom of the reservoir 2. When the reciprocating movement of the tubing string 1 with a hydromechanical slotted punch 3 on the machined int tearing production casing 5 from the roof to the shoe of the reservoir 2 and vice versa, with a gradual increase in the pressure created in the tubing string 1, the milling cutters 4 cut through the walls of the production casing 5 and go beyond it, forming longitudinal slots 6 located opposite each other at different altitude marks. While the longitudinal slots 6 are made in such a way that the lower edge of the upper gap is located at the level of the middle of the lower gap, and the upper edge of the lower gap is at the level of the middle of the upper gap. The pressure in the tubing string 1 acting on the milling discs 4 depends on the wall thickness of the production string 5.

Струи технологической жидкости 7 на углеводородной основе, истекаемые из гидромониторных насадок 8 гидромеханического щелевого перфоратора 3, под высоким давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта, размывают цементный камень 9 за эксплуатационной колонной и прилегающую горную породу призабойной зоны продуктивного пласта 2, в результате образуют фильтрационные каналы 10, представляющие собой вертикальные трещины глубокого проникновения в продуктивный пласт 2. В качестве технологической жидкости 7 применяют жидкости на углеводородной основе, например газоконденсат, нефть, керосин, дизельное топливо, не приводящие к набуханию глинистой составляющей продуктивного пласта 2, такого как туронский коллектор месторождений севера Западной Сибири.The jets of the hydrocarbon-based process fluid 7 flowing out from the hydraulic nozzles 8 of the hydromechanical slotted perforator 3, at a high pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure, erode the cement stone 9 behind the production string and adjacent rock of the bottom-hole zone of the productive formation 2, as a result of which form filtration channels 10, which are vertical cracks of deep penetration into the reservoir 2. As a process fluid 7, liquids for carbohydrates are used a homogeneous base, such as gas condensate, oil, kerosene, diesel fuel, not leading to swelling of the clay component of reservoir 2, such as the Turonian reservoir of deposits in the north of Western Siberia.

После завершения гидромеханической щелевой перфорации из скважины извлекают гидромеханический щелевой перфоратор 3. В скважину спускают колонну НКТ 1 с пакером высокого давления 11 и циркуляционным клапаном 12, оборудованную на башмаке центрирующей воронкой 13. Пакер высокого давления 11 устанавливают и запакеровывают над кровлей продуктивного пласта 2, герметизируя затрубное пространство 14 скважины между эксплуатационной колонной 5 и колонной НКТ 1 выше продольных щелей 6. Осуществляют промывку фильтрационных каналов 10 соляной кислотой 12 %-ной концентрации 15, продавливая в глубину продуктивного пласта 2 ранее закаченную технологическую жидкость 7 на углеводородной основе.After completion of the hydromechanical slotted perforation, a hydromechanical slotted perforator 3 is removed from the well. A tubing string 1 is lowered with a high-pressure packer 11 and a circulation valve 12 equipped with a centering funnel 13 on the shoe. A high-pressure packer 11 is installed and sealed over the top of the producing formation 2, sealing the annular space 14 of the well between the production string 5 and the tubing string 1 above the longitudinal slits 6. The filtration channels are washed 10 with hydrochloric acid 12 % concentration 15, pushing into the depth of the reservoir 2 previously pumped process fluid 7 on a hydrocarbon basis.

Далее проводят кислотный гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 путем заполнения подпакерного пространства скважины загущенной глинокислотой 16, состоящей из соляной кислоты 12 %-ной концентрации, фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации и загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, последующего продавливания ее через продольные щели 6 и фильтрационные каналы 10 в глубину продуктивного пласта 2 в качестве жидкости разрыва и расклинивающего материала с образованием более глубокой трещины разрыва 17. Особенностью предлагаемого кислотного продольно-щелевого ГРП является то, что он проводится после образования в эксплуатационной колонне 5, цементном камне 9 и прилегающей горной породе ПЗП 2 продольных щелей 6 и продольных фильтрационных каналов 10 на загущенной глинокислоте 16 без применения проппанта в качестве расклинивающего материала.Next, an acid hydraulic fracturing of the reservoir 2 is carried out by filling the sub-packer space of the well with a thickened clay acid 16, consisting of hydrochloric acid of 12% concentration, hydrofluoric acid of 3% concentration and a thickener - carboxymethyl cellulose, then forcing it through longitudinal slots 6 and filter channels 10 deep into the reservoir 2 as a fracturing fluid and a proppant with the formation of a deeper fracture fracture 17. A feature of the proposed acid deleterious longitudinally slotted EMG is that it is carried out after the formation into the production tubing 5, the cement stone 9 and the adjoining rock 2 PZP longitudinal slots 6 and the longitudinal channels 10 in the filtration of thickened mud acid 16 without the use of a proppant as proppant material.

Скважину оставляют на технологическую выстойку и после завершения кислотного гидравлического разрыва и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва 17 соляной кислотой 12 %-ной концентрации 15 с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы.The well is left at the technological stage and after completion of the acid hydraulic fracturing and fixing of the fracture, the fracture is washed with hydrochloric acid of 12% concentration 15 and fracture of the thickener - carboxymethyl cellulose.

Далее промывают надпакерное пространство скважины созданием циркуляции в затрубном 14 пространстве скважины и внутренней полости НКТ 1 с помощью открываемого на период циркуляции циркуляционного клапана 12, с одновременным снижением плотности циркулирующей выше пакера высокого давления 11 жидкости и осуществляют вызов притока из продуктивного пласта 2 методом снижения противодавления.Next, the above-packer space of the well is washed by creating circulation in the annulus 14 of the well and the inner tubing cavity 1 using the circulation valve 12 that is opened for the period of circulation, while reducing the density of the liquid circulating above the high-pressure packer 11 and call the inflow from the reservoir 2 by reducing backpressure.

После освоения скважину вводят в эксплуатацию с оставлением в скважине спущенного в процессе гидравлического разрыва подземного внутрискважинного оборудования, включающего центрирующую воронку 13, пакер высокого давления 11 и циркуляционный клапан 12.After development, the well is put into operation with the abandonment of underground downhole equipment lowered during the hydraulic fracturing process, including a centering funnel 13, a high pressure packer 11 and a circulation valve 12.

Примеры реализации способа.Examples of the method.

Пример 1.В скважину спускают гидромеханический щелевой перфоратор фирмы ООО «НЕККО» (г. Екатеринбург) и возвратно-поступательными движениями колонны НКТ диаметром 114 мм по обрабатываемому интервалу эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с поэтапным увеличением создаваемого давления от 0 до 15 МПа формируют продольные вертикальные щели, расположенные в эксплуатационной колонне напротив друг друга на разных высотных отметках. Истечением струй газоконденсата из гидромониторных насадок перфоратора под давлением 15 МПа образуют в цементном камне и прилегающей горной породе ПЗП фильтрационные каналы глубиной 1,5 м. После завершения гидромеханической щелевой перфорации осуществляют промывку скважины соляной кислотой 12 %-ной концентрации. Далее через образованные вертикальные трещины проводят кислотный ГРП на загущенной с помощью КМЦ глинокислоте из смеси соляной кислоты 12 %-ной концентрации и фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации без применения проппанта в качестве расклинивающего материала. Затем после завершения кислотного ГРП и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12 %-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы. После этого скважину промывают газоконденсатом и оставляют на технологическую выстойку на 24 ч. Скважину осваивают с оставлением спущенного при ГРП пакере марки ПРО-ЯМО и циркуляционном клапане марки ЦК 114x70. Example 1. A hydromechanical slot-hole puncher manufactured by NEKKO LLC (Yekaterinburg) is lowered into the well, and longitudinal vertical pressure is formed by reciprocating movements of the tubing string 114 mm in diameter along the processed interval of the production string with a diameter of 168 mm with a gradual increase in pressure from 0 to 15 MPa slots located in the production casing opposite each other at different altitudes. With the expiration of the jets of gas condensate from the hydraulic nozzles of a perforator under a pressure of 15 MPa, filtration channels with a depth of 1.5 m are formed in a cement stone and adjacent rock PZP. After completion of the hydromechanical slotted perforation, the well is washed with hydrochloric acid of 12% concentration. Then, acid fracturing is carried out through the formed vertical cracks on a clay clay thickened with CMC from a mixture of hydrochloric acid of 12% concentration and hydrofluoric acid of 3% concentration without using proppant as a proppant. Then, after completion of acid fracturing and fixing of the fracture, the fracture is rinsed with hydrochloric acid of 12% concentration with the destruction of the carboxymethyl cellulose thickener. After that, the well is washed with gas condensate and left for 24 hours at the technological stand. The well is developed with the PRO-YamO packer deflated during hydraulic fracturing and the TsK 114x70 brand circulation valve.

Пример 2. В скважину спускают гидромеханический щелевой перфоратор фирмы ООО «НЕФТЕПРОМЦЕНТР» (Республика Башкортостан, г. Нефтекамск) и возвратно-поступательными движениями колонны НКТ диаметром 102 мм по обрабатываемому интервалу эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, с поэтапным увеличением создаваемого давления от 0 до 13 МПа формируют продольные вертикальные щели, расположенные в эксплуатационной колонне напротив друг друга на разных высотных отметках. Истечением струй сырой нефти из гидромониторных насадок перфоратора под давлением 13 МПа образуют в цементном камне и прилегающей горной породе ПЗП фильтрационные каналы глубиной 1,0 м. После завершения гидромеханической щелевой перфорации осуществляют промывку скважины соляной кислотой 12 %-ной концентрации. Далее через образованные вертикальные трещины проводят кислотный ГРП на загущенной с помощью КМЦ глинокислоте из смеси соляной кислоты 12 %-ной концентрации и фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации без применения проппанта в качестве расклинивающего материала. Затем после завершения кислотного ГРП и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12 %-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы. После этого скважину промывают сырой нефтью и оставляют на технологическую выстойку на 24 ч. Скважину осваивают с оставлением спущенного при ГРП пакере марки ПРО-ЯДЖ и циркуляционном клапане марки ЦК 102x70.Example 2. A hydromechanical slot-hole puncher of the company NEFTEPROMTSENTR LLC (Republic of Bashkortostan, Neftekamsk) is lowered into the well and by reciprocating movements of the tubing string with a diameter of 102 mm along the machined interval of the production string with a diameter of 146 mm, with a phased increase in the generated pressure from 0 to 13 MPa form longitudinal vertical slots located in the production casing opposite each other at different altitudes. At the pressure of 13 MPa, the flow of crude oil jets from the hydraulic nozzles of a perforator forms filter channels in a cement stone and adjacent rock PZP 1.0 m deep. After completion of the hydromechanical slotted perforation, the well is washed with hydrochloric acid of 12% concentration. Then, acid fracturing is carried out through the formed vertical cracks on a clay clay thickened with CMC from a mixture of hydrochloric acid of 12% concentration and hydrofluoric acid of 3% concentration without using proppant as a proppant. Then, after completion of acid fracturing and fixing of the fracture, the fracture is rinsed with hydrochloric acid of 12% concentration with the destruction of the carboxymethyl cellulose thickener. After that, the well is washed with crude oil and left for 24 hours at the technological stand. The well is developed with the PRO-YaJ packer lowered during hydraulic fracturing and the TsK 102x70 brand circulation valve.

Пример 3. В скважину спускают гидромеханический щелевой перфоратор фирмы ООО «Комплекс» (г. Екатеринбург) и возвратно-поступательными движениями колонны НКТ диаметром 89 мм по обрабатываемому интервалу эксплуатационной колонны диаметром 140 мм с поэтапным увеличением создаваемого давления от 0 до 10 МПа формируют продольные вертикальные щели, расположенные в эксплуатационной колонне напротив друг друга на разных высотных отметках. Истечением струй дизельного топлива из гидромониторных насадок перфоратора под давлением 10 МПа образуют в цементном камне и прилегающей горной породе ПЗП фильтрационные каналы глубиной 0,5 м. После завершения гидромеханической щелевой перфорации осуществляют промывку скважины соляной кислотой 12 %-ной концентрации. Далее через образованные вертикальные трещины проводят кислотный ГРП на загущенной с помощью КМЦ глинокислоте из смеси соляной кислоты 12 %-ной концентрации и фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации без проппанта в качестве расклинивающего материала. Затем после завершения кислотного ГРП и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12 %-ной концентрации с разрушением загустителя -карбоксиметилцеллюлозы. После этого скважину промывают дизельным топливом и оставляют на технологическую выстойку на 24 ч. Скважину осваивают с оставлением спущенного при ГРП пакере марки ПРО-ЯМОГ и циркуляционном клапане марки ЦК 89x70.Example 3. A hydromechanical slotted perforator of the company LLC Kompleks (Yekaterinburg) is lowered into the well and the longitudinal vertical pressure is formed by reciprocating movements of the tubing string with a diameter of 89 mm along the machined interval of the production string with a diameter of 140 mm with a gradual increase in pressure from 0 to 10 MPa slots located in the production casing opposite each other at different altitudes. With the expiration of diesel fuel jets from hydraulic nozzles of a perforator under a pressure of 10 MPa, filter channels of 0.5 m depth are formed in cement stone and adjacent rock of the bottomhole formation zone. After completion of the hydromechanical slotted perforation, the well is washed with hydrochloric acid of 12% concentration. Then, acid fracturing is carried out through the formed vertical cracks on a clay-thickened clay using CMC from a mixture of hydrochloric acid of 12% concentration and hydrofluoric acid of 3% concentration without proppant as a proppant. Then, after completion of acid fracturing and fixing of the fracture, the fracture is rinsed with hydrochloric acid of 12% concentration with the destruction of the thickener β-carboxymethyl cellulose. After that, the well is washed with diesel fuel and left for 24 hours at the technological stand. The well is drilled with the PRO-YamOG brand packer deflated during hydraulic fracturing and the TsK 89x70 brand circulation valve.

Особенностью предлагаемого кислотного продольно-щелевого ГРП является то, что он проводится после образования в эксплуатационной колонне, цементном камне и прилегающей горной породе ПЗП продольных щелей и продольных фильтрационных каналов по всей толщине продуктивного пласта от кровли до подошвы на загущенной глинокислоте без применения проппанта в качестве расклинивающего материала, тем самым обеспечивается увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в этом коллекторе, и снижении стоимости ремонта скважин за счет исключения применения дорогостоящего проппанта в качестве расклинивающего материала и последующего удаления остатков проппанта, не вошедших в трещину разрыва и, порою, перекрывающих ствол скважины до 100 м и более.A feature of the proposed acid longitudinal-slit hydraulic fracturing is that it is carried out after the formation of longitudinal slits and longitudinal filtration channels throughout the entire thickness of the reservoir from the roof to the bottom on the thickened clay clay without proppant as a proppant in the production casing, cement stone and adjacent rock of the PZP material, thereby increasing the area and depth of opening of the reservoir while eliminating the conditions for swelling of clays contained in this coll if necessary, and reducing the cost of well repair by eliminating the use of expensive proppant as a proppant and subsequently removing proppant residues that did not enter the fracture fracture and, at times, block the wellbore to 100 m or more.

Claims

The method of acid longitudinal slit hydraulic fracturing of a low-permeable terrigenous reservoir, in which a hydromechanical slit perforator is lowered into the internal cavity of the production string, cut through vertically moving milling discs of a hydromechanical slot perforator of the production string wall with the formation of two longitudinal slots located opposite each other at different height marks, in the interval from the sole to the roof of the reservoir, pumped through hydraulic the additives of the hydromechanical slotted perforator are hydrocarbon-based technological fluid and washed through longitudinal slots in the production string by means of a hydrocarbon-based technological fluid expiring under a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure, with formation of filtration channels in the cement stone behind the production string and surrounding rock bottom-hole formation zones extending into the depth of the reservoir after formation of filtration channels from wells we remove the hydromechanical slotted puncher and lower the downhole equipment consisting of a high-pressure packer and a circulation valve into the well on the tubing string, then packer the packer over the top of the reservoir and rinse the filtration channels with hydrochloric acid of 12% concentration and push it into the depth a productive reservoir of a hydrocarbon-based process fluid previously pumped into the well, after which the sub-packer space of the well is filled with thickened clay acid, consisting of hydrochloric acid of 12% concentration, hydrofluoric acid of 3% concentration and a thickener - carboxymethyl cellulose, push it into the depth of the reservoir as a fracturing fluid and a proppant to form a fracture fracture, then after completion of the hydraulic fracture and fixing fracture cracks rinse fracture rupture with hydrochloric acid of 12% concentration with the destruction of the thickener - carboxymethyl cellulose, then the overpacker space of the well is washed by creating circulation in the annular and pipe spaces using the circulation valve, they call in the inflow from the reservoir by the method of reducing back pressure, and after development, the well is put into operation leaving the underground downhole equipment lowered in the process of hydraulic fracturing.