RU2551586C1 - Method to intensify well operation - Google Patents
Method to intensify well operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2551586C1 RU2551586C1 RU2014136545/03A RU2014136545A RU2551586C1 RU 2551586 C1 RU2551586 C1 RU 2551586C1 RU 2014136545/03 A RU2014136545/03 A RU 2014136545/03A RU 2014136545 A RU2014136545 A RU 2014136545A RU 2551586 C1 RU2551586 C1 RU 2551586C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- fracturing
- pressure
- well
- volume
- 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 интенсификации работы скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in stimulating well operation.
Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят отсыпку забоя песчаным мостом, проводят 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 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 the face is first filled with a sand bridge, technical water is analyzed, the gel is tested for solubility in water and structure formation, with a satisfactory result, the gel is dissolved in water and tested again for structure formation, if satisfactory results are added to the gel solution in water clay stabilizer, demulsifier and degradation regulator, the resulting solution is pumped into the well and in the process of injection into the cc solution the destructor and the stapler are formed, thereby forming a fracturing fluid, by injection, replace the well volume with the fracturing fluid, stop the injection and record the pressure drop, resume injecting the fracturing fluid with a working flow for hydraulic fracturing, pumping a “pillow” of fracturing fluid in a volume of 3 to 6 m 3 , then a test pack of fracturing fluid is injected with a 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 its nature and changes 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 squeezed in a volume equal to the volume of the tubing string, sub-packer zone up 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 performance of the fracturing fluid , pressure value, stress gradient in the formation, time and pressure to close the crack, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the interval of perforation and the bottom of the formation, on the basis of the data obtained, the design data of the fracturing process are adapted to the received test injection processing data, corrected data used for recalculation of a three-dimensional model of hydraulic fracturing and conducting an updated version of hydraulic fracturing, change the initial plan for the main process and hydraulic fracturing by replacing the initial data of mining and geological coefficients with the ones obtained by the program after the test injection process, carry out the modified basic hydraulic fracturing process, when conducting the modified basic hydraulic fracturing process, based on the calculations performed, the required volume of process water is set up and the gel is prepared with testing, if satisfactory the test results, the fracturing process is carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final gaps are defined as the sum of the volume of the tubing string 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, the volume of small and medium fractions injected is increased by 1 / 2.5 MPa 20 / 40, 16/30 and 16/20 mesh at minimum concentrations of from 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage efficiency of this activity is assessed by reduction of wellhead pressure as it passes through the proppant pack of the perforation zone and CNI When the pressure is 1 or more MPa, it is concluded that the hydraulic connection with the formation is improved and the fracturing process should be carried out according to the planned parameters according to the changed plan, in the absence of signs of restoration of communication with the formation, the proppant supply concentration in the next stages is reduced, being limited to maximum values up to 350-400 kg / m 3 , the proppant-gel mixture is pumped in two portions, in the first portion the dosage of the destructor is carried out according to the concentration that provides the complete process of gel decomposition, and the crack closing time of at least 12 hours, in the second portion, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration that ensures the complete decomposition of the gel, and the crack closing time of not more than 4 hours, at the end of the proppant-gel mixture injection, the pumping units stop and record the pressure drop to obtain information about the quality of the hydraulic 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 the fluid is left to wait for a pressure drop, at the end of the necessary time for gel destruction, 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 no 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 the full opening of the wellhead valve, the wellhead is depressurized, the packer is broken and the sub a lot of equipment (RF patent №2453694, publ. 06/20/2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят отсыпку забоя песчаным мостом, проводят 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 тн 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 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, 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 the bottom is first filled with a sand bridge, the technical water is analyzed, 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, satisfactory results in a solution of a gelling agent in water add a stabilizer of clay, a demulsifier and a regulator of destruction They inject the obtained solution into the well and, during the injection, the destructor and crosslinker are introduced into the solution, thereby forming a fracture fluid, replace the borehole volume with the fracture fluid, stop the injection and record the pressure drop, resume the fracture fluid injection with the operating flow rate for hydraulic fracture is pumped "cushion" of liquid discontinuity in a volume of 3 to 6 m 3, then perform a test injection packs fracturing fluid with proppant mass to 1 ton at a concentration of 30 to 200 kg / m 3, it is adjusted to the perforated interval radio, note the initial surface pressure is then recorded and the character of its change during the passage of the pack through the perforations and its movement through the fracture, the fracturing fluid is forced pack interval without proppant in the amount of 1.5-1.8 m 3, produced in the bulk liquid prodavku gap, equal to the volume of the tubing string, sub-packer zone to the roof in the perforation interval and another 2-4 m 3 , stop the groove and record the pressure drop, record and process the rate of wellhead pressure decrease obtained e data is processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, pressure, stress gradient in the formation, time and pressure of closing the fracture, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the interval of perforation and the bottom of the formation, on the basis of the data obtained, the design data are adapted fracturing process to the obtained test injection processing data, the corrected data is used to recalculate the three-dimensional fracturing model and conduct refined in hydraulic fracturing variant, change the initial plan for carrying out the main hydraulic fracturing process by replacing the initial data of mining and geological coefficients with those obtained by the program after the test injection process, carry out the modified hydraulic fracturing process, when conducting the modified hydraulic fracturing process, based on the calculations made, the required volume of process water is set and gel preparation with testing, with satisfactory test results the process hydraulic fracturing is carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final sale is determined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the perforation interval, the proppant-gel mixture is injected in two portions, the proppant concentration is set to 300 kg / m 3 in the first portion , the dosage of the destructor is carried out according to a concentration that ensures the complete process of gel decomposition and the crack closing time of at least 12 hours; in the second portion, the proppant concentration is set to over 300 g / m 3, the destructor dosage is carried out according concentration providing process complete decomposition of the gel time and fracture closure is not more than 4 hours, at the end prodavki proppant-gel mixture pumps stop and produce record pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process of 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 equipment is dismantled and the well is left to wait I 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 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, etching is performed by fully opening the wellhead valve, the wellhead is depressurized, the packer is broken and the underground equipment is lifted (Pat nt of the Russian Federation №2453695, publ. 06/20/2012 - prototype).
Недостатком известных способов является нерациональное расходование материалов для гидроразрыва, большое количество отходов производства.A disadvantage of the known methods is the waste of materials for fracturing, a large amount of production waste.
В предложенном изобретении решается задача сокращения расхода материалов для гидроразрыва за счет повторного их использования.The proposed invention solves the problem of reducing the consumption of materials for fracturing due to their reuse.
Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем отсыпку забоя песчаным мостом, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва пласта, согласно изобретению для отсыпки забоя используют проппантный отход производства гидроразрыва пласта, доставляют отход на забой порциями посредством желонки.The problem is solved in that in a method of intensifying a well’s operation, including filling the bottom with a sand bridge, test injecting the fracturing fluid and the pack of fracturing fluid with proppant, adjusting the fracturing design and conducting the main hydraulic fracturing process, according to the invention, proppant production fracturing is used to fill the bottom, deliver waste to the slaughter in portions by means of a bailer
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При существующем процессе гидроразрыва забой отсыпают песком через колонну насосно-компрессорных труб, проводят технологическую выдержку для оседания песка не менее 4 часов, отбивку забоя. Процесс сопровождается большой длительностью и трудоемкостью. При этом после проведения гидроразрыва песок с забоя вымывают и отправляют на свалку. Имеет место нерациональное расходование песка, превращение его в отход производства. Кроме того, значительную часть проппанта также превращают в отход производства. Это проппант от недопродавки в скважине, проппант, остающийся в смесителях и трубопроводах, не закаченный в скважину. В предложенном изобретении решается задача сокращения расхода материалов для гидроразрыва за счет повторного их использования. Задача решается следующим образом.With the existing hydraulic fracturing process, the face is poured with sand through the tubing string, technological exposure is carried out to settle the sand for at least 4 hours, and the face is beaten. The process is accompanied by a long duration and laboriousness. In this case, after hydraulic fracturing, the sand from the face is washed and sent to a landfill. There is an irrational expenditure of sand, turning it into a waste product. In addition, a significant portion of the proppant is also converted into waste products. This is the proppant from underproduction in the well, the proppant remaining in mixers and pipelines, not pumped into the well. The proposed invention solves the problem of reducing the consumption of materials for fracturing due to their reuse. The problem is solved as follows.
Для отсыпки забоя используют проппантный отход производства гидроразрыва, доставляют отход на забой порциями посредством желонки.To fill the face, use proppant waste from hydraulic fracturing, deliver the waste to the face in portions by means of a chipper.
Проппантный отход производства гидроразрыва образуется как продукт промывки скважины после гидроразрыва и представляет собой смесь песка для отсыпки забоя, проппанта недопродавки и проппанта из наземного оборудования. Возможно использовать раздельно проппантный отход после промывки скважины и проппант из наземного оборудования. Проппантный отход производства гидроразрыва используют взамен песка для отсыпки забоя скважины, доставляют на забой скважины до проведения гидроразрыва. Доставляют отход на забой порциями посредством контейнера, открываемого на забое скважины, типа желонки.Proppant production waste of hydraulic fracturing is formed as a product of flushing the well after hydraulic fracturing and is a mixture of sand for filling the face, proppant underfill and proppant from ground equipment. It is possible to use separately proppant waste after flushing the well and proppant from ground equipment. Proppant production waste of hydraulic fracturing is used instead of sand to fill the bottom of the well, delivered to the bottom of the well before hydraulic fracturing. The waste is delivered to the bottom hole in portions by means of a container that is opened at the bottom of the well, such as a choke.
Устройств типа желонки известно большое количество. Как пример можно указать запатентованные в РФ желонки по патентам №2480571, 2477782, 2298081, 2286437, 2284404, 2233977, 2225933, 2209930 и т.д. Все желонки представляют собой контейнер, загружаемый на устье скважины сыпучим материалом типа цемента, песка и т.п. Контейнер имеет возможность открываться снизу или с боков при размещении в заданной интервале скважины. Контейнер спускают в скважину, открывают, высыпают сыпучий материал и поднимают из скважины. Для полного опорожнения желонки выполняют ее подъем со скоростью 0,5-2 м/мин до верхней границы предполагаемого расчетом моста. После этого производят остановку на 5-20 минут, а затем полный подъем.A large number of devices are known as a baffle. As an example, you can specify the baits patented in the Russian Federation for patents No. 2480571, 2477782, 2298081, 2286437, 2284404, 2233977, 2225933, 2209930, etc. All baits are a container loaded at the wellhead with bulk material such as cement, sand, etc. The container has the ability to open from below or from the sides when placed in a given interval of the well. The container is lowered into the well, opened, bulk material is poured out and raised from the well. For complete emptying of the bunker, it is lifted at a speed of 0.5-2 m / min to the upper boundary of the bridge estimated by calculation. After that make a stop for 5-20 minutes, and then a full rise.
Желонка позволяет сократить количество спуско-подъемных операций насосно-компрессорных труб. Отсыпка забоя проппантным отходом с применением желонки позволит исключить из стандартного ремонта при подготовке скважины к гидроразрыву пласта такие операции: спуск колонны насосно-компрессорных труб, намыв кварцевого песка, ожидание оседания песка, отбивка забоя, иногда при необходимости вымыв/намыв кварцевого песка, исключить из проведения операции спецтехнику из цементировочного агрегата, водовоза и пр.The baffle allows you to reduce the number of tripping operations of tubing. The filling of the face with proppant waste using a baffle will make it possible to exclude from the standard repair when preparing a well for hydraulic fracturing such operations: descent of the tubing string, washing the quartz sand, waiting for the settling of sand, breaking the face, sometimes washing / washing quartz sand if necessary, to exclude from the operation of special equipment from a cementing unit, water carrier, etc.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.Example 1. Spend the intensification of the oil well.
Объекты интенсификации: пласты Д1в и Д1г1 в интервалах 1634-1636 м, 1638-1642,6 м, пласты отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 2 м, расстояние до водонасыщенного пласта 16,2 м.Intensification objects: D1v and D1g1 strata in the intervals of 1634-1636 m, 1638-1642.6 m, the strata are separated by a clay bridge 2 m thick, the distance to the water-saturated stratum is 16.2 m.
Литология объектов: верхний пласт - алевролит (абсолютная проницаемость 23 мД, пористость 12,9%, глинистость 18,4%); нижний (основной) пласт - алевролит (абсолютная проницаемость 227,6 мД, пористость 18,4%, глинистость 7,4%).Lithology of objects: the upper layer is siltstone (absolute permeability 23 mD, porosity 12.9%, clay content 18.4%); the lower (main) layer is siltstone (absolute permeability 227.6 mD, porosity 18.4%, clay content 7.4%).
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.Well and running equipment design: production string with a diameter of 146 mm is tight.
В скважине от забоя до глубины 1647 м проводят отсыпку забоя мостом из проппантного отхода предыдущего процесса гидроразрыва пласта. Для этого используют желонку.In the well, from the bottom to a depth of 1647 m, the bottom is filled with a bridge from the proppant waste of the previous hydraulic fracturing process. To do this, use a bailer.
Желонка имеет наружный диаметр 89 мм (толщина стенки 6,5 мм), длину 9 м, внутренний диаметр корпуса желонки 76 мм, нижнее отверстие также имеет проходной диаметр 76 мм.The flap has an outer diameter of 89 mm (wall thickness 6.5 mm), a length of 9 m, the inner diameter of the flap body is 76 mm, the lower hole also has a bore diameter of 76 mm.
За одну спуско-подъемную операцию с желонкой осуществляют отсыпку 3 погонных метров забоя.For one round-trip operation with a bunker, they fill 3 linear meters of the face.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1615 м и производят посадку пакера.The packer is lowered on a tubing string with a diameter of 89 mm to a depth of 1615 m and the packer is planted.
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-360 м3/сут, начальное давление Рнач=9 МПа, конечное давление Ркон=9 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,15 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.Perform a test download. The initial injectivity of the fracturing facility Q-360 m 3 / day, the initial pressure Pnach = 9 MPa, the final pressure Pkon = 9 MPa. The quality of communication with the formation is determined by injecting 5 m 3 of technical fluid with a density of 1.15 g / cm 3 without preliminary saturation of the bottomhole zone.
При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 27 м3 на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек». Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.During hydraulic fracturing, technical water samples are taken and analyzed for the content of mechanical impurities, the content of free hydrogen ions and temperature, test preparation of the fracturing fluid is carried out, a test for dissolution and crosslinking is performed. The results are satisfactory. A gel is prepared in a volume of 27 m 3 based on the WG 46 Econotec gelling agent. Rheology - temperature 27 ° C, viscosity 21 cP, crosslinking time 4 sec. A demulsifier, a degradation activator and a clay stabilizer are added to the gel, the mixture is brought to a homogeneous state with stirring, and the pressure pumps are started and heated.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 27 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с небольшим ростом давления - на 0,1 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 27 m 3 of the fracturing fluid with the addition of 1000 kg of proppant fraction 20/40. The test pack went through the perforation interval with a slight increase in pressure - by 0.1 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.
Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.The main hydraulic fracturing process is carried out.
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.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.
Проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью 30/40 меш в объеме 30% и основную крупную фракцию размерностью 10/14 меш в объеме 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта 750 кг/м3. Общий объем проппанта составляет 11,7 т. Расход жидкости при прокачке фракции 30/40 меш составляет 3,5 м3/мин при давлении на устье скважины 45 МПа, при прокачке фракции 10/14 меш через перфорационные отверстия расход жидкости составляет 3 м3/мин при устьевом давлении 35 МПа.The main fracturing process is carried out using proppant fractions, which include an initial fraction of 30/40 mesh in a volume of 30% and a major coarse fraction of 10/14 mesh in a volume of 70% of the total proppant with a final proppant concentration of 750 kg / m 3 . The total proppant volume is 11.7 tons. The fluid flow rate when pumping a 30/40 mesh fraction is 3.5 m 3 / min at a wellhead pressure of 45 MPa; when pumping a 10/14 mesh fraction through perforation holes, the fluid flow rate is 3 m 3 / min at wellhead pressure of 35 MPa.
Объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Рабочий расход при основном процессе менее 3 м3/мин снижает риск возникновения технологического «стопа» при основном процессе из-за наличия большого объема проппанта крупной фракции. 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.The volume of the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and the under-packer zone to the roof of the perforation interval minus the volume of the estimated undersupply. The working flow rate in the main process of less than 3 m 3 / min reduces the risk of a technological “stop” in the main process due to the presence of a large proppant volume of a large fraction. 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.
Промывают скважину, вымывают проппант недопродавки, проппантный отход производства гидроразрыва из отсыпки, собирают проппант из наземного оборудования, отфильтровывают жидкость, затаривают в емкости и хранят до проведения нового гидроразрыва пласта на другой скважине.The well is washed, the proppant of undersupply is washed out, the proppant waste of hydraulic fracturing production from the dumping, the proppant is collected from the ground equipment, the liquid is filtered off, packaged in a container and stored until a new hydraulic fracturing is carried out in another well.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 69,34 м; закрепленная - 69,19 м; высота трещины созданная - 16,6 м; закрепленная - 9,5 м.Based on the results of processing the results of recording the wellhead pressures of the performed process, the following data were obtained: crack length created (one wing) - 69.34 m; fixed - 69.19 m; crack height created - 16.6 m; fixed - 9.5 m.
Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,22 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 17,6 мм; проводимость трещины 622,8 мД/м. Масса закачанного проппанта 12000 кг (20/40 - 3000 кг, 12/18 - 9000 кг).The width of the crack after relieving pressure in the reservoir 2.22 mm, the maximum width of the crack at the intervals of perforation 17.6 mm; crack conductivity 622.8 mD / m. The weight of the pumped proppant is 12000 kg (20/40 - 3000 kg, 12/18 - 9000 kg).
Скважина введена в эксплуатацию через 9 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 2,8 раз без роста обводненности продукции.The well was put into operation 9 days after the completion of hydraulic fracturing with an increase in productivity coefficient of more than 2.8 times without an increase in water cut.
В результате удается решить задачу сокращения расхода материалов для гидроразрыва за счет повторного их использования.As a result, it is possible to solve the problem of reducing the consumption of materials for fracturing due to their reuse.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014136545/03A RU2551586C1 (en) | 2014-09-09 | 2014-09-09 | Method to intensify well operation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014136545/03A RU2551586C1 (en) | 2014-09-09 | 2014-09-09 | Method to intensify well operation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2551586C1 true RU2551586C1 (en) | 2015-05-27 |
Family
ID=53294521
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014136545/03A RU2551586C1 (en) | 2014-09-09 | 2014-09-09 | Method to intensify well operation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2551586C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588081C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1620391A1 (en) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПечорНИПИнефть" | Method of operating underground reservoir in permafrost rocks |
| RU2185494C1 (en) * | 2000-11-03 | 2002-07-20 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of loose material delivery into well and device for method embodiment |
| EA200800339A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-29 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | METHODS AND DEVICES OF THE ELECTORAL DISPOSAL OF THE FLUID MEDIA IN THE WELL BY USING FIBER |
| RU2374437C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-11-27 | Андрей Михайлович Овсянкин | Method hydraulic reservoir factoring execution without lifting downhole assembly |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
-
2014
- 2014-09-09 RU RU2014136545/03A patent/RU2551586C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1620391A1 (en) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПечорНИПИнефть" | Method of operating underground reservoir in permafrost rocks |
| RU2185494C1 (en) * | 2000-11-03 | 2002-07-20 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of loose material delivery into well and device for method embodiment |
| EA200800339A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-29 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | METHODS AND DEVICES OF THE ELECTORAL DISPOSAL OF THE FLUID MEDIA IN THE WELL BY USING FIBER |
| RU2374437C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-11-27 | Андрей Михайлович Овсянкин | Method hydraulic reservoir factoring execution without lifting downhole assembly |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588081C1 (en) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2688700C2 (en) | Method of planning operating and injection wells | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| WO2016037094A1 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| CN106321046A (en) | Hydraulic sand fracturing gas extraction method for underground coal seam with low air permeability | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| US3602308A (en) | Hydraulically fracturing an isolated zone of an unconsolidated formation | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2551586C1 (en) | Method to intensify well operation | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2541983C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2603986C1 (en) | Method for well intensification, exposing low-permeable formation | |
| RU2526081C1 (en) | Well seam hydraulic fracturing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160910 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20170926 |