RU2566357C1 - Method of formation hydraulic fracturing - Google Patents

Method of formation hydraulic fracturing Download PDF

Info

Publication number
RU2566357C1
RU2566357C1 RU2014131827/03A RU2014131827A RU2566357C1 RU 2566357 C1 RU2566357 C1 RU 2566357C1 RU 2014131827/03 A RU2014131827/03 A RU 2014131827/03A RU 2014131827 A RU2014131827 A RU 2014131827A RU 2566357 C1 RU2566357 C1 RU 2566357C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
proppant
packer
zone
fracture
Prior art date
Application number
RU2014131827/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Равиль Рустамович Ибатулин
Мунавир Хадеевич Мусабиров
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Ильдар Ильясович Гирфанов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2014131827/03A priority Critical patent/RU2566357C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2566357C1 publication Critical patent/RU2566357C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method of formation hydraulic fracturing (FHF) involves perforation of well walls at formation interval with channels with the depth that is not less than length of stress concentration zone in rocks from the well shaft; lowering of pipe string with packer; setting of packer above roof of the perforated productive formation; pumping to under-packer zone of fracturing fluid gel with binding agent of fractures to the formed formation fracture. Proppant is used as binding agent of fractures. Concentration of proppant is increased step by step from 200 up to 1000kg/m3. Upon completion of injection of fracturing fluid gel with proppant chemical a reagent represented by mixture of urea solution CO(NH2)2 with addition of urease enzyme solution and calcium nitrate solution Ca(NO3)2 is injected to the pipe string in proportion of 0.7:0.1:0.2. Volume of the injected agent is determined by the mathematical formula considering volume of the injected reagent, thickness of the formation penetrated by perforation, porosity of the formation and binding radius of proppant in fracture of bottomhole formation zone as well as intake rate of the formation subjected to hydraulic fracturing. Thereafter the reagent is flushed to the formation with process fluid in 1.5-multiple volume of the pipe string volume, then the process is withhold within 24 hours, the packer is released and removed together with the pipe string to the surface.
EFFECT: method allows increasing efficiency of hydraulic fracturing due to excluded outflow of the proppant from bottomhole formation zone as well as increasing conductivity of the fracture due to even distribution of proppant in the fracture in bottomhole formation zone.
1 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока нефти к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве.The invention relates to the field of hydrocarbon production and can be used to intensify the flow of oil to the well due to the formation of cracks in the reservoir during hydraulic fracturing.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986. - С. 105-112), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим (закрепляющим) материалом при давлении, обеспечивающем раскрытие естественных или образование искусственных трещин, и заполнение этих трещин закрепляющим материалом, в качестве которых используются различные зернистые материалы: кварцевый песок, пластмассовые шарики, зерна корунда, агломерированный боксит, смолопокрытый проппант.A known method of hydraulic fracturing (Usachev PM Hydraulic fracturing. - M .: Nedra, 1986. - S. 105-112), including the injection into the reservoir of a fracturing fluid with proppant (fixing) material at a pressure that ensures the disclosure of natural or the formation of artificial cracks, and filling these cracks with fixing material, which are used as various granular materials: quartz sand, plastic balls, corundum grains, agglomerated bauxite, resin-coated proppant.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, жидкость-песконоситель не в полной мере удерживает твердый зернистый расклинивающий материал во взвешенном состоянии, что может приводить к его выпадению в скважине;- firstly, the sand-carrier fluid does not fully retain the solid granular proppant in suspension, which can lead to its loss in the well;

- во-вторых, жидкости разрыва могут относительно быстро фильтроваться через поверхность трещин, что понижает их технологическую эффективность как жидкости разрыва, особенно несущую их способность;- secondly, the fracture fluid can relatively quickly filter through the surface of the cracks, which reduces their technological efficiency as a fracture fluid, especially its carrying ability;

- в-третьих, жидкости разрыва могут быть несовместимыми с породами и пластовыми флюидами, что приводит к блокированию (кольматации) трещин. Введение в составы жидкостей разрыва специальных химических реагентов (полимеров, загустителей, ПАВ, структурообразователей и др.) резко увеличивает их стоимость, нередко общая цена жидкостей разрыва составляет основную часть затрат на гидравлический разрыв пласта;- thirdly, fracturing fluids may be incompatible with rocks and reservoir fluids, which leads to blocking (colmatation) of cracks. The introduction of special chemicals (polymers, thickeners, surfactants, builders, etc.) into the fracturing fluid compositions dramatically increases their cost, often the total price of the fracturing fluids makes up the bulk of the cost of hydraulic fracturing;

- в-четвертых, для закрепления трещины смолопокрытым проппантом требуется высокая температура (90-100°С), для чего необходимо специально спускать в скважину нагреватель, что снижает технологичность и повышает экономические затраты;- fourthly, to fix a crack with a resin-coated proppant, a high temperature (90-100 ° C) is required, for which it is necessary to specially lower the heater into the well, which reduces manufacturability and increases economic costs;

- в-пятых, нагнетание в прискважинную зону пласта различных по природе жидкостей разрыва и сопутствующих химических реагентов (вязких полимеров, кислоты, щелочей, гелированных жидкостей, структурообразователей, деструкторов, минерализованных вод и т.д.) снижает способность специальных дорогих проппантов к качественному закреплению трещин разрыва.fifthly, injection into the near-wellbore zone of the formation of various types of fracturing fluids and related chemicals (viscous polymers, acids, alkalis, gelled fluids, structure-forming agents, destructors, mineralized water, etc.) reduces the ability of special expensive proppants to fix qualitatively cracking gap.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2096603, МПК E21B 43/26, опубл. 20.11.1997 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента используют газонаполненные гранулы, плотность которых близка к плотности жидкости разрыва и обеспечивает возможность удерживания расклинивающего агента во взвешенном состоянии в жидкости разрыва, при этом в качестве последней используют жидкость, совместимую с породой и флюидом пласта, например воду или нефть.A known method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2096603, IPC E21B 43/26, publ. 11/20/1997), including the injection into the reservoir of a fracturing fluid with a proppant, while proppant use gas-filled granules, the density of which is close to the density of the fracturing fluid and makes it possible to keep the proppant in suspension in the fracturing fluid, the fluid being compatible with the formation rock and fluid, for example water or oil, being used as the latter.

Недостатком данного способа является то, что после разрушения газонаполненных гранул и выделения из них газа остаются алюмосиликатные частицы и полимерные пленки, забивающие поры пласта и снижающие их проницаемость для нефти, что приводит к уменьшению эффективности известного способа.The disadvantage of this method is that after the destruction of gas-filled granules and the release of gas from them, aluminosilicate particles and polymer films remain, clogging the pores of the formation and reducing their permeability to oil, which reduces the effectiveness of the known method.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2507389, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2014 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента применяют газовые кристаллогидраты, закачку которых производят при определенных термобарических условиях, обеспечивающих существование газогидратов. После разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы, дополнительно расклинивающей макро- и микротрещины разрыва пласта, причем закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят одно- или многократно, при этом применяют кристаллогидраты углеводородных или/и неуглеводородных газов. Кристаллогидраты разлагают, добавляя в смесь жидкости разрыва с расклинивающим агентом антигидратный реагент или/и изменяя термобарические параметры, а многократную закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят с формированием в пласте термических или/и барических волн.Also known is a method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2507389, IPC E21B 43/267, published February 20, 2014), which includes injecting fracturing fluid into the formation with a proppant, and gas crystalline hydrates used as proppants, which are injected under certain thermobaric conditions ensuring the existence of gas hydrates. After the formation fracture, gas crystalline hydrates are decomposed with the release of the gas phase from them, additionally wedging macro- and microcracks of the formation fracture, and the mixture of the fracturing fluid with the proppant is injected, the formation is fractured and the crystalline hydrates are decomposed once or repeatedly, using hydrocarbon or / and crystalline hydrates non-hydrocarbon gases. Crystalline hydrates are decomposed by adding an anti-hydrate reagent to the mixture of the fracturing fluid with the proppant and / or changing the thermobaric parameters, and multiple injection of the fracturing fluid mixture with the proppant, formation fracturing and decomposition of crystalline hydrates with the formation of thermal or / and pressure waves in the reservoir.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, известный способ является технологически сложным и дорогостоящим процессом;- firstly, the known method is a technologically complex and expensive process;

- во-вторых, крепление трещин газовыми кристаллогидратами и дополнительной газовой фазой характеризуется низким качеством;- secondly, the fastening of cracks with gas crystalline hydrates and an additional gas phase is characterized by low quality;

- в-третьих, конечная проводимость трещины вследствие неравномерного распределения проппанта и газовой фазы в микро- и макротрещинах недостаточна для существенного увеличения добычи нефти.- thirdly, the final conductivity of the fracture due to the uneven distribution of proppant and gas phase in micro- and macrocracks is insufficient for a significant increase in oil production.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения гидравлического разрыва пласта, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины, закачку по колонне труб и продавку в трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва; затем производят гидравлический разрыв пласта, при этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва в объеме 0,2-0,25Vr без добавления крепителя для создания трещины, затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 до 1000 кг/м3, а в качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, при этом боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины, а деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3; после завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают колонну труб с пакером на поверхность.Closest to the claimed method according to the technical essence and the achieved result is a method of hydraulic fracturing in a well (patent RU No. 2485306, IPC E21B 43/26, publ. 06/20/2013), including perforation of the walls of the well in the interval of the formation with channels of at least depth the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, the descent of the pipe string with the packer, the packer landing over the roof of the perforated reservoir, the pipe string injection into the sub-packer zone of the gelled fracturing fluid for hydra fracturing of a formation, creating a fracturing pressure in a sub-packer zone with formation of a crack, pumping a gelled fracture fluid with a crack fixer into the fracture of a pipe, and injecting into the fracture of the formation. Before hydraulic fracturing, the pipe string is filled with process fluid, the total volume of the gelled fracturing fluid is determined; then hydraulic fracturing is performed, first the gelled fracturing fluid is injected in a volume of 0.2-0.25V r without adding a fastener to create a crack, then the remaining volume of the gelated fracturing fluid is injected with a crack fixing, and ultralight fraction proppant is used as a crack fixing 20/40 mesh, gradually increasing the concentration of proppant in the fracturing fluid from 200 to 1000 kg / m 3, and as a gelled fracturing fluids used linear gel with simultaneous addition of the borate crosslinker and de truktora, wherein the borate crosslinker is introduced into a linear gel with a concentration of 2.0 to 4.0 l / m 3, sufficient to complete crosslinking gelled fracturing fluids at the well perforations and destructor are administered with a gradual increase in the concentration of 0.15 kg / m 3 starting at a concentration of 1.0 kg / m 3 ; after completion of the injection of the gelled fracture fluid with the crack fixer into the pipe string, they are pushed into the formation by the process fluid, exposure is performed for the time required for the injection pressure to drop by 70-80% of the injection pressure of the gelled fracture fluid with the crack fixer, the packer is unpacked , remove the pipe string with the packer to the surface.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, вынос проппанта при освоении пласта, приводящий к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин в прискважинной зоне, что снижает конечную эффективность способа;- firstly, the removal of proppant during the development of the reservoir, leading to the closure of cracks and a sharp decrease in the throughput of cracks in the near-wellbore zone, which reduces the final efficiency of the method;

- во-вторых, недостаточное качество крепления проппанта в прискважинной зоне пласта;- secondly, insufficient proppant attachment quality in the near-wellbore zone of the formation;

- в-третьих, неравномерное распределение проппанта в трещине обусловливает низкую проводимость трещины разрыва.- thirdly, the uneven distribution of proppant in the fracture causes a low conductivity of the fracture fracture.

Техническими задачами предложения являются исключение (минимизация) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, повышение качества крепления трещины разрыва за счет механического (дополнительного) дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта, повышение конечной проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.The technical objectives of the proposal are the elimination (minimization) of proppant removal from the borehole zone of the formation into the wellbore, improving the quality of the fracture fastening due to mechanical (additional) proppant reinforcement in the borehole zone, increasing the final conductivity of the fracture due to the uniform distribution of proppant in the fracture in the borehole zone layer.

Поставленные технические задачи решаются предлагаемым способом гидравлического разрыва пласта, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в гелированной жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3 и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность.The stated technical problems are solved by the proposed method of hydraulic fracturing, including perforation of the walls of the borehole in the reservoir interval by channels with depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, lowering the pipe string with a packer, packing the packer over the roof of the perforated productive formation, pumping through the pipe string into sub-packer zone of the gelled fracturing fluid, creation of a fracturing pressure in the sub-packer zone with formation of a crack and injection of geliers through the pipe string constant fracturing fluids with binders cracks, as which are used proppant, gradually increasing the concentration of proppant in the gelled fracturing fluid of 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 and prodavku the fracture formation process exposure, packer, its extraction and column pipes to the surface.

Новым является то, что по окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:New is that at the end of the injection into the pipe string of the gelled fracturing fluid with proppant, a chemical reagent is introduced into the pipe string, which is a mixture of a urea solution of CO (NH 2 ) 2 with the addition of a urease enzyme solution and a solution of calcium nitrate Ca (NO 3 ) 2 in the proportion 0.7: 0.1: 0.2, and the volume of injected reagent is determined by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где V - объем закачиваемого реагента, м3;where V is the volume of injected reagent, m 3 ;

R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;R 0 is the radius of the proppant attachment in the fracture of the bottomhole formation zone, m;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;h is the thickness of the reservoir, opened by perforation, m;

m - пористость пласта, доли ед., величина радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:m - formation porosity, fractions of a unit, the value of the proppant attachment radius in the fracture of the bottom-hole formation zone is determined by the formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут,where Q is the injectivity of the formation to be fractured, m 3 / day,

после чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.after which the reagent is pushed into the formation with process fluid in a half times the volume of the pipe string, the process is held for 24 hours, the packer is unpacked, and the pipe string and pipe are removed to the surface.

На чертеже представлена схема, поясняющая реализацию предлагаемого способа гидравлического разрыва пласта.The drawing shows a diagram explaining the implementation of the proposed method of hydraulic fracturing.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта осуществляется следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing is as follows.

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 (см. чертеж) 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, МПК8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.The method of hydraulic fracturing (Fracturing) in well 1 (see drawing) includes perforation of the walls of the well 1 with channels 2 of a depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore 1 by any known method, for example, as described in patent RU No. 2358100, IPC8 E21B 43/26, publ. in bull. No.16 of 06/10/2009

Далее в скважину в зону ГРП производят спуск колонны труб 3, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 - на уровне кровли 5 пласта 6.Next, a pipe string 3 is lowered into the well in the hydraulic fracturing zone, for example a tubing string 73 mm with a packer 4 so that the packer is 5-10 m above the roof 5 of formation 6 to be framed, and the lower end of the pipe string 3 - at the level of the roof 5 layer 6.

Производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМЗ-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства Научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Packer 4 of any known design is planted, for example, a packer with anchor with mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaMZ-YaG2 (F) (per 100 MPa) manufactured by the Packer Research and Production Company (city of October, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).

Таким образом герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.In this way, the annulus 7 of the well 1 is sealed in order to protect the walls of the well 1 from the effects of high pressures arising during hydraulic fracturing.

Далее производят закачку по колонне труб 3 в подпакерную зону 8 гелированной жидкости разрыва, например линейного геля.Next, they pump along the pipe string 3 into the sub-packer zone 8 of the gelled fracturing fluid, for example, a linear gel.

Создают в подпакерной зоне давление, обеспечивающее ГРП с образованием трещины 9. Для этого производят закачку линейного геля по колонне труб 3 и подпакерное пространство 8 через перфорационные каналы 2, например, с расходом 1,5-2 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 9, о чем свидетельствуют падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 6. Например, при достижении давления 30 МПа вследствие образования трещины 8 произошло падение давления закачки гелированной жидкости разрыва на 20-25%, т.е. до 22 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 25-30%, например от 1,2 до 1,6 м3/мин.A pressure is created in the sub-packer zone, providing hydraulic fracturing with the formation of a crack 9. To do this, linear gel is injected through the pipe string 3 and the sub-packer space 8 through perforation channels 2, for example, at a flow rate of 1.5-2 m 3 / min until the formation rock is broken 6 and formation of a crack 9, as evidenced by a drop in injection pressure and an increase in injectivity of formation 6. For example, when a pressure of 30 MPa was reached due to the formation of a crack 8, the injection pressure of the gelled fracturing fluid dropped by 20-25%, i.e. up to 22 MPa, while the injectivity of the formation 6 increased by 25-30%, for example, from 1.2 to 1.6 m 3 / min.

Далее производят закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещины 9. В качестве крепителя трещины 9 применяют проппант фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. 200 кг/м3, 400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3, причем закачку линейного геля с проппантом производят, например, с расходом 1,5-2 м3/мин.Next, a column of gelled fracture fluid pipes is injected with a crack fixer 9. As a crack fixer 9, proppant fractions of 20/40 mesh with a concentration of 200 kg / m 3 are used , gradually increasing the proppant concentration in the fracture fluid, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. 200 kg / m 3 , 400 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 , and the linear gel with proppant is injected, for example, with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min

Проппант фракции 20/40 меш изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).The proppant fraction 20/40 mesh is made in accordance with GOST R 51761-2005 - "Aluminosilicate proppants. Specifications ”and is produced by the Borovichi Refractories Plant (Borovichi, Republic of Belarus).

По окончании закачки жидкости разрыва с проппантом 10 по колонне труб 3 в трещину 9 закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением энзима уреазы и нитрата кальция Ca(NO3)2 в соотношении 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:At the end of the injection of the fracturing fluid with proppant 10 through the pipe string 3, a chemical reagent is introduced into the crack 9, which is a mixture of a solution of urea CO (NH 2 ) 2 with the addition of a urease enzyme and calcium nitrate Ca (NO 3 ) 2 in a ratio of 0.7: 0, 1: 0.2, and the volume of injected reagent is determined by the formula:

Figure 00000003
Figure 00000003

где V - объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м3;where V is the volume of the injected reagent for fixing the proppant in the fracture of the bottomhole formation zone, m 3 ;

R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;R 0 is the radius of the proppant attachment in the fracture of the bottomhole formation zone, m;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;h is the thickness of the reservoir, opened by perforation, m;

m - пористость пласта, доли ед.,m - formation porosity, fractions of a unit,

Радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:The radius of the proppant attachment in the fracture of the bottomhole formation zone is determined by the formula:

Figure 00000004
Figure 00000004

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут.where Q is the injectivity of the formation to be fractured, m 3 / day.

Например, приемистость пласта 6, подлежащего гидроразрыву, составляет: Q=216 м3/сут; мощность пласта, вскрытая перфорацией h=5 м; пористость пласта 6 m=0,3 доли ед.For example, the injectivity of the formation 6, subject to hydraulic fracturing, is: Q = 216 m 3 / day; reservoir thickness, opened by perforation h = 5 m; formation porosity 6 m = 0.3 fractions

Рассчитывают радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта R0 по формуле (2):The proppant attachment radius in the fracture of the bottomhole formation zone R 0 is calculated by the formula (2):

Ro=-7+1,4·3√216=1,4 м.R o = -7 + 1.4 · 3√216 = 1.4 m.

Далее рассчитывают объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны по формуле (1):Next, calculate the volume of injected reagent for fixing proppant in the fracture of the bottomhole zone according to the formula (1):

V=3,141·,42·5·0,3=9,0 м3.V = 3,141 ·, 4 2 · 5 · 0,3 = 9,0 m 3 .

Таким образом, согласно пропорции 0,7:0,1:0,2 на устье скважины 1 в емкости (не показано) смешивают:Thus, according to the proportion of 0.7: 0.1: 0.2 at the wellhead 1 in a tank (not shown), they mix:

- раствор карбамида CO(NH2)2: 9,0 м3·0,7=6,3 м3;- urea solution CO (NH 2 ) 2 : 9.0 m 3 · 0.7 = 6.3 m 3 ;

- раствор энзима уреазы: 9,0 м3·0,1=0,9 м3;- urease enzyme solution: 9.0 m 3 · 0.1 = 0.9 m 3 ;

- раствор нитрата кальция Ca(NO3)2: 9,0 м3·0,2=1,8 м3.- a solution of calcium nitrate Ca (NO 3 ) 2 : 9.0 m 3 · 0.2 = 1.8 m 3 .

После чего производят продавку реагента из емкости по колонне труб 3 в пласт 6 технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в полуторакратном объеме колонны труб 3 и осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч.After that, the reagent is pushed from the tank through the pipe string 3 into the reservoir 6 with a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 in a volume of 1.5 times the pipe string 3 and the process is held for 24 hours.

В процессе технологической выдержки в течение 24 ч под влиянием раствора энзима уреазы происходит гидролиз карбамида с образованием карбоната аммония (углекислый аммоний):In the process of technological exposure for 24 hours under the influence of the urease enzyme solution, urea is hydrolyzed to form ammonium carbonate (ammonium carbonate):

CO(NH2)2 + 2Н2O + энзим уреазы = (NH4)2CO3,CO (NH 2 ) 2 + 2H 2 O + urease enzyme = (NH 4 ) 2 CO 3 ,

где CO(NH2)2 - карбамид;where CO (NH 2 ) 2 is urea;

Н2O - пресная вода (плотностью 1000 кг/м3);H 2 O - fresh water (density 1000 kg / m 3 );

энзим уреазы - фермент уреазы.urease enzyme is an urease enzyme.

В результате реакции карбоната аммония с нитратом кальция образуется карбонат кальция и нитрат аммония:As a result of the reaction of ammonium carbonate with calcium nitrate, calcium carbonate and ammonium nitrate are formed:

(NH4)2CO3 + Ca(NO3)2 = CaCO3 + 2NH4NO3,(NH 4 ) 2 CO 3 + Ca (NO 3 ) 2 = CaCO 3 + 2NH 4 NO 3 ,

где Ca(NO3)2 - нитрат кальция, водорастворимая соль;where Ca (NO 3 ) 2 is calcium nitrate, a water-soluble salt;

СаСO3 - карбонат кальция, твердые водонерастворимые кристаллы.CaCO 3 - calcium carbonate, solid water-insoluble crystals.

Карбонат кальция, кристаллизующийся между зерен проппанта, образует в трещине 9 прискважинной зоны пласта 6 структуру 11, удерживающую зерна проппанта от выноса из трещины 9. Таким образом достигается новый технический эффект усиления качества крепления проппанта в трещине. Остальные продукты реакции выносятся из скважины в процессе ее освоения.Calcium carbonate crystallizing between the proppant grains forms a structure 11 in the fracture 9 of the borehole zone of the formation 6, which keeps the proppant grains from being removed from the fracture 9. Thus, a new technical effect is achieved to enhance the quality of the proppant attachment in the fracture. The remaining reaction products are carried out of the well during its development.

Предлагаемый способ ГРП позволяет повысить эффективность реализации способа за счет исключения (минимизации) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, а также повысить качество крепления проппанта в трещине разрыва за счет дополнительного механического дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта кристаллической структурой, образованной специально осуществленными химическими реакциями, а также повысить проводимость трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.The proposed hydraulic fracturing method allows to increase the efficiency of the method implementation by eliminating (minimizing) proppant removal from the borehole formation zone to the wellbore, and also to improve the quality of proppant fastening in the fracture due to the additional mechanical additional proppant fixation in the borehole formation zone by a crystalline structure formed by specially carried out chemical reactions, as well as to increase the conductivity of the fracture due to the uniform distribution of proppant in the fracture in the near-well zone Astana.

Claims (1)

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 до 1000 кг/м3 и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность, отличающийся тем, что по окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:
Figure 00000005

где V - объем закачиваемого реагента, м3;
R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;
h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;
m - пористость пласта, доли ед.,
величина радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:
Figure 00000006

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут,
после чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. The method of hydraulic fracturing, including the perforation of the walls of the well in the interval of the channels with channels at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, the descent of the pipe string with the packer, the packer landing above the roof of the perforated productive formation, the injection along the pipe string into the sub-packer zone of the gelled fracturing fluid , the creation in the sub-packer zone of hydraulic fracturing pressure with the formation of cracks and the injection along the pipe string of gelled fracture fluid with crack fixer, as a cat cerned used proppant, gradually increasing the concentration of proppant in the fracturing fluid from 200 to 1000 kg / m 3 and prodavku the fracture formation process exposure, packer, extracting it and the tubing string to the surface, characterized in that at the end of injection into the tubing string a gelled proppant rupture fluid into the pipe string is a chemical reagent that is a mixture of a urea solution of CO (NH 2 ) 2 with the addition of a urease enzyme solution and a solution of calcium nitrate Ca (NO 3 ) 2 in a ratio of 0.7: 0.1: 0.2 , and the volume of injected about the reagent is determined by the formula:
Figure 00000005

where V is the volume of injected reagent, m 3 ;
R 0 is the radius of the proppant attachment in the fracture of the bottomhole formation zone, m;
h is the thickness of the reservoir, opened by perforation, m;
m - formation porosity, fractions of a unit,
the radius of the proppant attachment in the fracture of the bottomhole formation zone is determined by the formula:
Figure 00000006

where Q is the injectivity of the formation to be fractured, m 3 / day,
after which the reagent is pushed into the formation with process fluid in a half times the volume of the pipe string, the process is held for 24 hours, the packer is unpacked, and the pipe string and pipe are removed to the surface.
RU2014131827/03A 2014-07-31 2014-07-31 Method of formation hydraulic fracturing RU2566357C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014131827/03A RU2566357C1 (en) 2014-07-31 2014-07-31 Method of formation hydraulic fracturing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014131827/03A RU2566357C1 (en) 2014-07-31 2014-07-31 Method of formation hydraulic fracturing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2566357C1 true RU2566357C1 (en) 2015-10-27

Family

ID=54362195

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014131827/03A RU2566357C1 (en) 2014-07-31 2014-07-31 Method of formation hydraulic fracturing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2566357C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109777388A (en) * 2017-11-15 2019-05-21 中石化石油工程技术服务有限公司 Compound completion fluid of a kind of nitrate with infertile field effect and preparation method thereof
RU2703093C2 (en) * 2018-10-18 2019-10-15 Общество с ограниченной ответственностью "Использование комплексных энергетических систем в нефтедобыче" (ООО "ИКЭС-нефть") Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation
RU2703572C1 (en) * 2019-01-23 2019-10-21 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Method of oil or gas formation hydraulic fracturing
RU2733561C2 (en) * 2018-11-20 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US173236A (en) * 1876-02-08 Improvement in fork-blank bars
RU2115801C1 (en) * 1997-05-06 1998-07-20 Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" Method for development of flooded oil deposit non-uniform in geological structure
RU2122111C1 (en) * 1997-06-16 1998-11-20 Закрытое акционерное общество "Интойл" Method of hydraulic fracturing of formation
RU2159328C1 (en) * 2000-05-19 2000-11-20 Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well
US8247355B2 (en) * 2009-06-25 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids
RU2485306C1 (en) * 2011-12-16 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2502866C2 (en) * 2007-12-05 2013-12-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Hydraulic fracturing method of underground formations during their drilling

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US173236A (en) * 1876-02-08 Improvement in fork-blank bars
RU2115801C1 (en) * 1997-05-06 1998-07-20 Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" Method for development of flooded oil deposit non-uniform in geological structure
RU2122111C1 (en) * 1997-06-16 1998-11-20 Закрытое акционерное общество "Интойл" Method of hydraulic fracturing of formation
RU2159328C1 (en) * 2000-05-19 2000-11-20 Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well
RU2502866C2 (en) * 2007-12-05 2013-12-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Hydraulic fracturing method of underground formations during their drilling
US8247355B2 (en) * 2009-06-25 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids
RU2485306C1 (en) * 2011-12-16 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109777388A (en) * 2017-11-15 2019-05-21 中石化石油工程技术服务有限公司 Compound completion fluid of a kind of nitrate with infertile field effect and preparation method thereof
CN109777388B (en) * 2017-11-15 2021-02-02 中石化石油工程技术服务有限公司 Nitrate composite completion fluid with field fertilizing effect and preparation method thereof
RU2703093C2 (en) * 2018-10-18 2019-10-15 Общество с ограниченной ответственностью "Использование комплексных энергетических систем в нефтедобыче" (ООО "ИКЭС-нефть") Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation
RU2733561C2 (en) * 2018-11-20 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working
RU2703572C1 (en) * 2019-01-23 2019-10-21 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Method of oil or gas formation hydraulic fracturing

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2405920C2 (en) Method for formation of packings in multiple perforation channels in casing string of well bore
RU2358100C2 (en) Procedure of hydraulic break of reservoir in well
US20140144635A1 (en) Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars
RU2455478C1 (en) Method of hydraulic fracturing of carbonate formation
RU2485296C1 (en) Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation
US20140144633A1 (en) Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Packs
US20140144634A1 (en) Methods of Enhancing the Fracture Conductivity of Multiple Interval Fractures in Subterranean Formations Propped with Cement Packs
RU2566542C1 (en) Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2544343C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2566357C1 (en) Method of formation hydraulic fracturing
US9938191B2 (en) Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates
CN111108175A (en) Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids
CN110552656B (en) Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well
US20130014951A1 (en) Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix
RU2539469C1 (en) Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft
RU2485306C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2416025C1 (en) Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks
RU2457323C1 (en) Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers
RU2540713C1 (en) Method of oil pool development
US20180016489A1 (en) Method of using low-strength proppant in high closure stress fractures
RU2456444C2 (en) Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
WO2021141584A1 (en) Methods for enhancing and maintaining effective permeability of induced fractures
US11920446B2 (en) Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques
RU2737455C1 (en) Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges

Legal Events

Date Code Title Description
TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 30-2015 FOR TAG: (72)