RU2564312C1 - Method of deposit hydraulic fracturing in well - Google Patents
Method of deposit hydraulic fracturing in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564312C1 RU2564312C1 RU2014141263/03A RU2014141263A RU2564312C1 RU 2564312 C1 RU2564312 C1 RU 2564312C1 RU 2014141263/03 A RU2014141263/03 A RU 2014141263/03A RU 2014141263 A RU2014141263 A RU 2014141263A RU 2564312 C1 RU2564312 C1 RU 2564312C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- string
- proppant
- packer
- deposit
- well
- Prior art date
Links
Images
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 Е21В 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 ЕВВ 43/26, published on 09/10/2012), including the descent of the tubing string into the well - tubing with a packer and its subsequent landing, the descent of the tubing string into the string flexible pipes - HT 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 HT is lowered to the level of oil-water contact - VNK, the space between the tubing and HT columns is sealed, and the pump is waterproofed bottomhole cement in the carbonate formation, the well is filled from the bottom to the bottom hole level, after which 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,V g = k · h p ,
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;where V g 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 pump the first portion of the fracturing fluid into the GT in the amount of 60-70% of the total volume V g under a 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 fracturing fluid they are pumped into the GT in 3-5 cycles, alternating with the proppant injection, 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 of acid 1 m of 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;- firstly, a limited scope, since this method is implemented only with hydraulic fracturing of a carbonate formation;
- во-вторых, сложный и продолжительный технологический процесс осуществления ГРП, связанный с циклической чередующейся закачкой жидкости разрыва и расклинивающего агента;- secondly, a complex and lengthy hydraulic fracturing process associated with cyclic alternating injection of fracturing fluid and proppant;
- 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 Е21В 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 так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного 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 ЕВВ 43/26, published on January 27, 2013), including perforation of the walls of the well in the interval of the formation by channels with depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, descent of the pipe string with the packer so that the lower end of the pipe string is at the level of the formation roof, the packer landing above the perforated formation roof, injection of a gelled fracturing fluid into the sub-packer zone, creation of a sub-packer zone ION prodavku fracturing and crack formation in the resulting gelled fracturing fluid with proppant, wherein prior to fracturing - fracturing the pipe string is filled with a process fluid and determine the total amount of gelled fracturing fluid 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 ;
К - коэффициент перевода (К=11-12), м3/м;K - transfer coefficient (K = 11-12), m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м,N 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 Пас 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 Пас 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. Недостатками данного способа являются: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 Pass until a fracture in the formation is formed, after creating a fracture in the formation, the remaining 2/3 V g of the volume of cross-linked gel is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the addition of a proppant fraction 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 Pass 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. The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая проницаемость образованной трещины вследствие циклической закачки проппанта различных фракций 12/18 меш и 20/40 меш. В результате трещина крепится поинтервально проппантом различных фракций 12/18 меш и 20/40 меш друг за другом (без смешивания), что ухудшает как вынос из призабойной зоны пласта отработанной гелированной жидкости разрыва при освоении скважины, так и приток пластового флюида на забой скважины;- firstly, the low permeability of the formed cracks due to the cyclic injection of proppant of various fractions of 12/18 mesh and 20/40 mesh. As a result, the fracture is fixed at intervals by the proppant of various fractions of 12/18 mesh and 20/40 mesh one after another (without mixing), which worsens both the removal from the bottom of the formation of the spent gelled fracturing fluid during the development of the well and the flow of formation fluid to the bottom of the well;
- во-вторых, низкая эффективность ГРП вследствие циклической закачки проппанта различных фракций 12/18 меш и 20-40 меш. Это связано с разрушением проппанта крупной фракции (12/18 меш) в трещине после ее закрепления, что приводит к смыканию трещины в интервалах, закрепленных проппантом крупной фракции (12/18 меш), что приводит к снижению нефтеотдачи пласта при его последующей эксплуатации;- secondly, the low efficiency of hydraulic fracturing due to the cyclic injection of proppant of various fractions of 12/18 mesh and 20-40 mesh. This is due to the destruction of the proppant of a large fraction (12/18 mesh) in the fracture after it is fixed, which leads to the closure of the crack in the intervals fixed by the proppant of the large fraction (12/18 mesh), which leads to a decrease in oil recovery during its subsequent operation;
- в-третьих, разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины при освоении пласта свабированием;- thirdly, the destruction and removal of the injected proppant from the fracture in the bottomhole formation zone to the bottom of the well during the development of the formation by swabbing;
- в-четвертых, 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.- fourthly, 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.
Техническими задачами предложения являются повышение проницаемости закрепленной трещины и повышение эффективности проведения ГРП, а также упрощение и сокращение продолжительности технологического процесса осуществления ГРП и исключение разрушения и выноса закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины при освоении пласта.The technical objectives of the proposal are to increase the permeability of a fixed fracture and increase the efficiency of hydraulic fracturing, as well as simplifying and shortening the duration of the hydraulic fracturing process and eliminating the destruction and removal of injected proppant from the fracture in the bottomhole formation zone to the bottom of the well during development.
Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП 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 так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед проведением ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП 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 - hydraulic fracturing in the well, including perforation of the walls of the well in the reservoir interval with channels at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the well bore, lowering the pipe string with a packer so that the lower end of the pipe string is at the roof level formation, packer landing over the top of the reservoir, determination of the total volume of the gelled fracturing fluid before hydraulic fracturing, injection of the fractured fracture into the sub-packer zone of the gelled fluid the formation, in the sub-packer zone of hydraulic fracturing pressure and the formation of cracks in the formation with their subsequent fixing in the formation by injection of a carrier fluid with proppant, holding the well for pressure relief, unpacking and removing the packer from the pipe string from the well.
Новым является то, что на устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель, по колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте, затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом, причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций, закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1, причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции, со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракции в жидкости-носителе, выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ, на устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом, производят освоение пласта через струйный насос, по окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.What is new is that at the wellhead, the pipe string above the packer at a distance of 10 m is equipped with a jet pump from the outside, then the pipe string is lowered into the well and the packer is planted above the roof of the perforated formation, then the pipe string is lowered into the pipe string - GT so that the lower the end of the GT string was located below the end of the pipe string and in the middle of the formation; at the wellhead, the space between the pipe string and the GT string is sealed, the total volume of the gelled fracturing fluid is determined, and the total volume of the gelled fluid is divided the fracture into two equal parts: the first part is the fracturing fluid, the second part is the carrier fluid, the first part, the fracturing fluid, is injected into the sub-packer zone through the GT column and the fracturing pressure is created in the sub-packer zone with formation of cracks in the reservoir, then fastened fractures in the reservoir by injection of the second part - carrier fluid with proppant, and proppant of smaller and larger fractions is used as proppant, injection of carrier fluid with proppant of a fine fraction of 20/40 mesh and a large fraction of 16/40 mesh is carried out at the same time in a ratio of 4: 1, moreover, a carrier fluid with a large fraction proppant is pumped through a GT column, and a carrier fluid with a small fraction proppant is pumped through a pipe string, with a stepwise increase in the concentration of fine and large fraction proppant in a carrier fluid, the well is maintained at pressure relief, depressurization is made at the wellhead of the space between the pipe string and the GT string, a sealing ring insert is installed at the wellhead between the pipe string and the HT and push it along Onne pipes under excess pressure to the hydraulic pipe string communication with a jet pump, make the development of the formation through the jet pump, after development of the reservoir is removed from the column pipe string HT produce packer releasing and retrieving the packer to the tubing string from the well.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ ГРП в скважине. In FIG. 1 schematically shows the proposed method of hydraulic fracturing in the well.
На фиг. 2 схематично изображен выносной элемент А струйного насоса при проведении гидравлического разрыва пласта.In FIG. 2 schematically depicts a remote element A of a jet pump during hydraulic fracturing.
На фиг. 3 схематично изображен выносной элемент А струйного насоса при проведении освоения пласта.In FIG. 3 schematically shows the remote element A of the jet pump during the development of the formation.
Предлагаемый способ ГРП в скважине реализуют следующим образом. The proposed method of hydraulic fracturing in a well is implemented as follows.
Способ 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 Е21В 43/26, опубл. в Бюл. №16 от 10.06.2009 г. The hydraulic fracturing method in well 1 includes perforation of the walls of the well 1 by channels 2 with a depth not less than the extent 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 ЕВВ 43/26, publ. in bull. No.16 of 06/10/2009
На устье скважины 1 колонну труб 3, например колонну НКТ, наружным диаметром 73 мм, выше пакера 4 на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом 5.At the wellhead 1, a
Спускают колонну труб 3 с пакером 4 и струйным насосом 5 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 6' пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 размещался на уровне кровли 6' пласта 6.The
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).Then, packer 4 of any known design is planted, for example, a packer with anchor with mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaM3-YaG2 (F) (per 100 MPa).
Таким образом, герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.Thus,
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 —
Например, при высоте интервала перфорации Н=5 м серединой пласта 6 является значение Н/2=5/2=2,5 м.For example, at the height of the perforation interval N = 5 m, the middle of the formation 6 is the value N / 2 = 5/2 = 2.5 m.
Таким образом, нижний конец колонны ГТ 8 находится ниже конца колонны труб 3 на 2,5 м.Thus, the lower end of the
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
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·Н,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;
Н - высота интервала перфорации пласта 6, м.N - height of the interval of perforation of the formation 6, m
Подставляя в формулу значения: V=k·Н=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. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2006. - C.118 Рябоконь С.А.).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
Разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва (V=60 м3) на две равные части (60м3/2) по 30 м3: первая часть - жидкость разрыва объемом Vг=30 м3, предназначенная для образования и развития трещины 12 в пласте 6, а вторая часть - жидкость-носитель Vн=30 м3, предназначенная для доставки в трещину 12 проппанта с целью закрепления трещины 12.Separate the total gelled fracturing fluid (V = 60 m 3) into two equal parts (60m 3/2) to 30 m 3: the first part - a liquid gap volume V g = 30 m 3 intended for the formation and development of cracks 12 in the reservoir 6, and the second part is a carrier fluid V n = 30 m 3 intended for delivery of proppant to the crack 12 in order to fix the crack 12.
При закрытом вентиле 10 и открытом вентиле 11 по колонне ГТ 8 производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва в объеме Vг=30 м3 и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта, например давление 28,0 МПа с образованием трещины 12 в пласте 6.With the closed valve 10 and open valve 11, the first part is injected into the sub-packer zone in the
Далее производят крепление трещин 12 в пласте 6 закачкой второй части - жидкости-носителя в объеме Vн=30 м3 с проппантом. Для этого открывают вентиль 10, при этом по колонне ГТ 8 закачивают жидкость-носитель с проппантом большой фракции 16/40 меш, а по колонне труб 3 закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции 20/40 меш, при этом закачку жидкости-носителя с проппантом меньшей и большей фракции производят одновременно в соотношении 1:4.Next, fasten the cracks 12 in the formation 6 by injection of the second part - the carrier fluid in a volume of V n = 30 m 3 with proppant. To do this, open valve 10, while a carrier fluid with a
В процессе проведения ГРП в колонне труб 3 втулка 13 (см. фиг. 1 и 2) гидравлически герметично отсекает струйный насос 5 от потока жидкости-носителя с проппантом. В качестве проппанта используют проппант мелкой 20/40 меш и крупной 16/40 меш фракций, изготавливаемые по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия».In the process of hydraulic fracturing in the
Таким образом, с учетом соотношения 1:4 в колонну труб 3 (см. фиг. 1) при открытом вентиле 10 закачивают 30/5·4=24 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с постепенным ступенчатым увеличением концентрации, начиная от 600 до 900 кг/м3, например, в три ступени, т.е. 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м, 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 750 кг/м3 и 8 м3 жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш с концентрацией 900 кг/м3.Thus, taking into account a 1: 4 ratio, 30/5 · 4 = 24 m 3 carrier fluid with a proppant of a fine fraction of 20/40 mesh with a gradual stepwise increase in concentration is pumped into the pipe string 3 (see Fig. 1) with the valve 10 open starting from 600 to 900 kg / m 3 , for example, in three stages, i.e. 8 m 3 carrier fluid with
Одновременно с этим в ГТ 8 при открытом вентиле 11 закачивают 30/5·1=6 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 16/40 меш с постепенным ступенчатым увеличением концентрации, начиная от 600 до 900 кг/м3, например, в три ступени, т.е. 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 750 кг/м3 и 2 м3 жидкости-носителя с проппантом крупной фракции 20/40 меш с концентрацией 900 кг/м3.At the same time, in
Закачка жидкости-носителя с проппантом крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракции с устья скважины 1 производится одновременно по колонне труб 3 и колонне ГТ 8, при этом смешивание потоков жидкости-носителя с проппантом крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракции происходит как на забое скважины 1, так и в трещине 12, что позволяет равномерно распределить смешанный между собой проппант мелкой 20/40 меш и крупной 16/40 меш фракций по всей длине трещины 12, что позволяет повысить проницаемость образованной трещины 12, обеспечивает вынос разложившейся в результате проведения ГРП отработанной гелированной жидкости разрыва и приток пластового флюида на забой скважины.The carrier fluid is injected with a large 16/40 mesh proppant and a fine 20/40 mesh fraction from the wellhead 1 at the same time through the
Вследствие равномерного распределения смешанного между собой проппанта крупной 16/40 меш и мелкой 20/40 меш фракций в трещине 12 в случае разрушения проппанта крупной фракции исключается смыкание трещины 12 из-за наличия проппанта мелкой фракции 20/40 меш, что позволяет повысить эффективность проведения ГРП и сохранить нефтеотдачу пласта 6 при его последующей эксплуатации.Due to the uniform distribution of the mixed proppant of large 16/40 mesh and small 20/40 mesh fractions in the fracture 12, in case of destruction of the proppant of the large fraction, the closure of the fracture 12 is excluded due to the presence of the
Применение однотипной гелированной жидкости разрыва в качестве жидкости разрыва и жидкости-носителя позволяет сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП.The use of the same type of gelled fracturing fluid as a fracturing fluid and a carrier fluid can reduce the duration of the hydraulic fracturing process.
После завершения закачки жидкости-носителя с проппантом выдерживают скважину 1 на стравливание давления, например, в течение 40 мин. Производят разгерметизацию на устье скважины 1 пространства между колонной труб 3 и колонной ГТ 8 (демонтируют устьевой сальник 9).After completion of the injection of the carrier fluid with the proppant, the well 1 is kept for pressure relief, for example, for 40 minutes. Depressurization is made at the wellhead 1 of the space between the
На устье скважины 1 между колоннами труб 3 и ГТ 8 устанавливают герметизирующую кольцевую вставку 14 (см. фиг. 2 и 3) и продавливают ее по колонне труб 3, создав с помощью насосного агрегата избыточное давление в колонне труб 3 выше герметизирующей кольцевой вставки 14, при этом герметизирующая кольцевая вставка 14 в колонне труб 3 разрушает срезной элемент 15 и сдвигает втулку 13 вниз до упора 15'. Таким образом герметизирующая кольцевая вставка 14 герметично разделяет внутреннее пространство колонны труб 3 (см. фиг. 3) на камеру высокого давления 16, гидравлически сообщающуюся со струйным насосом 5 посредством радиального отверстия 17 колонны труб 3, и камеру низкого давления 18, гидравлически сообщающуюся со струйным насосом 5 посредством сквозного отверстия 19, колонны труб 3 и сквозных пазов 20 втулки 13.At the wellhead 1, between the
Далее в колонну труб 3 с помощью насосного агрегата закачивают технологическую жидкость, например сточную воду плотностью 1100 кг/м3, которая через радиальное отверстие 17 колонны труб 3 поступает в сопло 21 струйного насоса 5, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя технологической жидкости, вытекающая из сопла 21, снижает давление в камере низкого давления 18. В результате из камеры низкого давления 18 через сквозное отверстие 19 колонны труб 3 и сквозные пазы 20 втулки 13 внутрь струйного насоса 5 из призабойной зоны пласта поступает жидкость с разложившимся при проведении ГРП отработанным гелем, которая смешивается со струей технологической жидкости и поступает в камеру смешения 22 струйного насоса 5.Next, a technological fluid is pumped into the
В свою очередь, жидкость с разложившимся при проведении ГРП отработанным гелем попадает в камеру низкого давления 18 (см. фиг. 1 и 3) из призабойной зоны пласта через каналы 2 скважины 1. Таким образом, процесс выноса разложившегося геля из призабойной зоны пласта происходит непрерывно.In turn, the fluid with the spent gel decomposed during hydraulic fracturing enters the low-pressure chamber 18 (see Figs. 1 and 3) from the bottom-hole formation zone through channels 2 of well 1. Thus, the decomposition of the decomposed gel from the bottom-hole zone of the formation occurs continuously .
В камере смешения 22 (см. фиг. 3) струйного насоса 5 жидкость с разложившимся гелем и технологическая жидкость перемешиваются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор 23 струйного насоса 5.In the mixing chamber 22 (see Fig. 3) of the
В диффузоре 23 струйного насоса 5 происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии.In the
На выходе из струйного насоса 5 в заколонное пространство 7 скважины 1 смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема по колонне труб 3 на устье скважины 1, откуда смешанный поток жидкости направляется в желобную емкость (на фиг. 1, 2, 3 не показана). Освоение скважины 1 (см. фиг. 1 и 3) путем принудительной очистки призабойной зоны пласта 6 через струйный насос 5 после проведения ГРП продолжают до появления притока нефти. По окончании освоения пласта 6 извлекают колонну ГТ 8 из колонны труб 3, производят распакеровку и извлечение пакера 4 с колонной труб 3 из скважины 1. Одновременный спуск пакера 4 и струйного насоса 5 на колонне труб 3 перед проведением ГРП позволяет сразу после проведения ГРП произвести освоение скважины, что исключает дополнительные технологические операции по подъему и спуску колонны труб с целью освоения скважины, что упрощает технологию реализации способа. Щадящее освоение пласта 6 при помощи струйного насоса 5 позволяет исключить разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины 1.At the exit from the
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить проницаемость закрепленной трещины, а также повысить эффективность проведения ГРП за счет равномерного распределения (крепления) в трещине проппанта крупной и мелкой фракций, смешанного непосредственно на забое скважины и в самой трещине, упростить и сократить продолжительность технологического процесса осуществления ГРП за счет применения однотипной гелированной жидкости и совмещения технологических операций по проведению ГРП и освоению пласта, а также исключить разрушение и вынос закачанного проппанта из трещины в призабойной зоне пласта на забой скважины путем освоения пласта с помощью струйного насоса.The proposed method of hydraulic fracturing in a well allows to increase the permeability of a fixed fracture, as well as to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the uniform distribution (fastening) of large and small fractions of proppant mixed directly on the bottom of the well and in the fracture, to simplify and reduce the duration of the process the implementation of hydraulic fracturing through the use of the same type of gelled fluid and the combination of technological operations for hydraulic fracturing and reservoir development, and that also exclude the destruction and removal of the injected proppant from the fracture in the bottomhole formation zone to the bottom of the well by developing the formation using a jet pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014141263/03A RU2564312C1 (en) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014141263/03A RU2564312C1 (en) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2564312C1 true RU2564312C1 (en) | 2015-09-27 |
Family
ID=54251046
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014141263/03A RU2564312C1 (en) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2564312C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2644361C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well |
RU2651541C2 (en) * | 2016-10-03 | 2018-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of hydraulic fracturing |
RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2253760C1 (en) * | 2004-04-26 | 2005-06-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Pump-ejector impulse well jet plant for hydraulic factoring of formation |
WO2007149008A1 (en) * | 2006-06-16 | 2007-12-27 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs |
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 |
-
2014
- 2014-10-13 RU RU2014141263/03A patent/RU2564312C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2253760C1 (en) * | 2004-04-26 | 2005-06-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Pump-ejector impulse well jet plant for hydraulic factoring of formation |
WO2007149008A1 (en) * | 2006-06-16 | 2007-12-27 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs |
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 (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2651541C2 (en) * | 2016-10-03 | 2018-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of hydraulic fracturing |
RU2644361C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well |
RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2473798C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
US3825071A (en) | Method and apparatus for fracturing of subsurface formations | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2522366C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
RU2644361C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft |