RU2603869C1 - Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине - Google Patents
Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2603869C1 RU2603869C1 RU2016112051/03A RU2016112051A RU2603869C1 RU 2603869 C1 RU2603869 C1 RU 2603869C1 RU 2016112051/03 A RU2016112051/03 A RU 2016112051/03A RU 2016112051 A RU2016112051 A RU 2016112051A RU 2603869 C1 RU2603869 C1 RU 2603869C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- proppant
- hydraulic fracturing
- fracturing
- packer
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 101000883582 Bacillus subtilis (strain 168) HTH-type transcriptional regulator DegA Proteins 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине выполняют перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3. Приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м3 при приготовлении сшитого геля или с загрузкой не более 4 кг/м3 при приготовлении линейного геля, проппант используют кислотостойкий, а по окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде. Технический результат заключается в увеличении срока эффективности гидроразрыва пласта.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательной скважине.
Известен способ ГРП в скважине, 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, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины. Причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, а вторую часть разделяют на две равные порции. Сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м3 каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента. После этого в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч (патент РФ №2571964, опубл. 27.12.2015).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом. ГРП проводят с применением различных фракций проппанта и двух типов гелированной жидкости разрыва, при этом сначала определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по аналитическому выражению. Общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 этой жидкости - объем сшитого геля, а 1/3 ее - линейный гель. Процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте. После создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 жидкости объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м3/мин. 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 сП 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. В процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 минут и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины (патент РФ №2473798, опубл. 27.01.2013 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является малый срок эффективности ГРП.
В предложенном изобретении решается задача увеличения срока эффективности ГРП на нагнетательных скважинах.
Задача решается тем, что в способе проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине, включающем перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3, согласно изобретению, приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м3 при приготовлении сшитого геля или с загрузкой не более 4 кг/м3 при приготовлении линейного геля, проппант используют кислотостойкий, а по окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Одним из наиболее эффективных способов увеличения приемистости нагнетательных скважин является ГРП. Однако и после ГРП нагнетательных скважин продолжительность эффекта невысокая по причине резкого снижения приемистости через непродолжительный срок эксплуатации. Основной причиной непродолжительного эффекта от ГРП нагнетательного фонда скважин является большое количество примесей, твердых взвешенных частиц, поступающих в нагнетательную скважину вместе с закачиваемой пластовой водой, и большой осадок, остающийся в трещине и снижающий ее проводимость. В этих условиях для увеличения продолжительности эффекта трещина разрыва должна быть еще и аккумулятором, как бы складом хранения примесей с максимальным объемом для размещения примесей. Кроме того, трещина должна обеспечивать и транспортировку примесей вдоль трещины, равномерное заполнение примесями всего объема трещины.
Как правило, чем больше загрузка гелеобразователя в жидкость разрыва, тем больше вязкость образующегося из жидкости разрыва геля, выше песконесущая способность жидкости разрыва (геля), однако одновременно увеличивается и осадок от геля. Это отрицательно сказывается на проводимости трещины, остатки геля кольматируют созданную трещину, а после запуска скважины под закачку залавливаются вглубь трещины, тем самым снижая ее проводимость. Как показывают расчеты, снижение загрузки гелеобразователя сшитого геля, начиная с загрузки в 4 кг/м3 на каждые 0,1 кг, дает уменьшение осадкообразования в среднем на 0,5%.
Концентрированные жидкости имеют свои преимущества, например: жидкость с концентрацией 4 кг/м3 гидратирует быстрее, чем жидкость с концентрацией 3.6 кг/м3, но присутствует побочный эффект: при разложении геля остается неразлагающийся остаток в зависимости от концентрации гелеобразователя (соотношение 100 г гелеобразователя добавляет в среднем 0,5% неразложившегося остатка). Осадок действует в трещине как закупоривающий материал или как тампонажный материал.
В обычных условиях проведения гидроразрыва создается трещина, обладающая низкой пропускной способностью для примесей, которые скапливаются в начале трещины и быстро снижают проводимость трещины. В результате эффективность гидроразрыва быстро снижается. В предложенном способе решается задача увеличения срока эффективности гидроразрыва пласта в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.
При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине проводят приготовление жидкости разрыва, закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб с пакером в пласт жидкости разрыва с последующим закачиванием гидросмеси с проппантом. Приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м3 при сшивке геля и с загрузкой не более 4 кг/м3 без сшивки геля.
Если принять за базу загрузку гелеобразователя в 4 кг/м3 с осадкообразованием в среднем для жидкости разрыва 10-20%, то в случае уменьшения загрузки полимеров до 3,6 кг осадкообразование уменьшится в среднем на 2%.
При выборе кислотостойкого проппанта используют проппант, обладающий согласно паспортным данным растворимостью в смеси соляной и фтористоводородной кислот не более 5%.
После проведения гидроразрыва пласта при эксплуатации скважины проводят кислотные обработки, при которых проппант может растворяться или уменьшаться в объеме. Кислотостойкий проппант в большей мере устойчив к кислотному воздействию, что предопределяет сохранение свойств трещины разрыва.
Проппант средних фракций используют с размерностью 16/30, 20/40 меш, и крупных фракций с размерностью не менее 12/18, 16/20 меш. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3, т.е. в пределах 800-1200 кг/м3.
По окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде, загрязненную воду утилизируют, готовят новый раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва приготовленный раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде.
В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества марки МЛ-81Б, МЛ-80, МЛ-72 и пр. Количество поверхностно-активного вещества составляет 0,1-1,0%.
При промывке скважины неизбежно промывается главная часть скважины - перфорационные отверстия и начало трещины разрыва. Таким образом, повышается проницаемость трещины за счет снижения остатков гелеобразователя в перфорационных отверстиях и начале трещины.
Прокачка через скважину и продавка в пласт раствора поверхностно-активного вещества в пластовой воде способствует промывке трещины разрыва от остатков гелеобразователя и повышению проницаемости трещины.
Все эти режимы в совокупности изменяют и увеличивают геометрию закрепленной трещины - происходит открытие новых зон, отклонение и частичная переориентация трещины, изменяется область дренирования запасов. Малая концентрация гелеобразователя с одной стороны обеспечивает несущую способность жидкости разрыва, а с другой стороны не вызывает кольматации трещины разрыва остатками гелеобразователя. Использование кислотостойкого проппанта средних и крупных фракций обеспечивает необходимую пористость трещины, достаточную для распределения примесей в пространстве между частицами проппанта, а кислотостойкость проппанта предопределяет сохранение его свойств при последующих кислотных обработках при эксплуатации скважины. Конечная концентрация проппанта не менее 800 кг/м3 обеспечивает достаточную ширину трещины и полноту ее заполнения проппантом.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Проводят интенсификацию работы нагнетательной скважины, вскрывшую перфорацией продуктивный пласт До в интервалах 1724,5-1726,5 м. Скважина введена в эксплуатацию с начальной приемистостью на уровне 15 м3/сут и устьевым давлением закачки 12,5 МПа. Литология объектов: пласт До - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 75,8 мД, пористость 16,2%, глинистость 2,5%).
Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм.
Первичный ГРП.
Спускают колонну НКТ, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1731 м. Спускают пакер на колонне НКТ диаметром 89 мм на глубину 1703 м и производят посадку пакера.
Проводят тестовую закачку. Готовят линейный гель в объеме 26 м3 на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек». Загрузка гелеобразователя составляет 4 кг/м3.
Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 26 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 12/18 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.
Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 28,5 МПа до 29,3 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.
Проводят основной процесс ГРП.
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. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 4 кг/м3 и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 800 кг/м3.
Давление на устье скважины составляет начальное 29,5 МПа, конечное 32,1 МПа. Рабочий расход при основном процессе 3,3 м3/мин. 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.
В скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 0,3%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде плотностью 1,18 г/см3 в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде плотностью 1,18 г/см3 и задавливают в трещину гидроразрыва 6 м3 этого раствора.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
Проводят тестовую закачку. Готовят линейный гель в объеме 24 м3 на основе гелеобразователя - гуаровой камеди. Загрузка гелеобразователя составляет 3,5 кг/м3.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 24 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 16/20 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.
Проводят основной процесс ГРП.
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. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,5 кг/м3 и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 850 кг/м3.
По окончании процесса гидроразрыва в скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пластовой воде плотностью 1,02 г/см3 в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пластовой воде плотностью 1,02 г/см3 и задавливают в трещину гидроразрыва 7 м3 этого раствора.
Пример 3. Выполняют как пример 1.
Проводят тестовую закачку. Готовят сшитый гель в объеме 25 м3 на основе гелеобразователя - гуаровой камеди. Сшивку производят боратами металлов. Загрузка гелеобразователя составляет 3 кг/м3.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 25 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 16/20 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%.
Проводят основной процесс ГРП.
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. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3 кг/м3 и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 1000 кг/м3.
По окончании процесса гидроразрыва в скважину спускают колонну НКТ, по колонне НКТ прокачивают и через затрубное пространство отбирают 0,1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пластовой воде плотностью 1,2 г/см3 в двукратном объеме скважины. После такой промывки готовят новую порцию 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пластовой воде плотностью 1,2 г/см3 и задавливают в трещину гидроразрыва 8 м3 этого раствора.
Пример 4. Выполняют как пример 3. Загрузка гелеобразователя составляет 2,8 кг/м3. В качестве проппанта используют фракции 20/40 меш. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%. Проппант кислотостойкий. Растворимость проппанта в смеси соляной и фтористоводородной кислот составляет 4,5%. Основной процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 2,8 кг/м3 и с концентрацией проппанта по стадиям с конечной концентрацией 1200 кг/м3.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП по примерам 1-4 получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 54,3 м; высота трещины созданная - 3,9 м; закрепленная - 2,6 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,55 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 9,2 мм; безразмерная проводимость трещины 2,13. По результату ГРП получен прирост приемистости в объеме 27 м3/сут, устьевое давление закачки снизилось до 11,5 МПа. Срок эксплуатации скважины после ГРП без существенного снижения приемистости составил 2,5 года, тогда как по прототипу этот срок составляет не более 1 года.
Применение предложенного способа позволит увеличить срок эффективности ГРП.
Claims (1)
- Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3, отличающийся тем, что приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м3 при приготовлении сшитого геля или с загрузкой не более 4 кг/м3 при приготовлении линейного геля, проппант используют кислотостойкий, а по окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016112051/03A RU2603869C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016112051/03A RU2603869C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2603869C1 true RU2603869C1 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776626
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016112051/03A RU2603869C1 (ru) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2603869C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2537430C1 (ru) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
-
2016
- 2016-03-31 RU RU2016112051/03A patent/RU2603869C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2537430C1 (ru) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3998272A (en) | Method of acidizing wells | |
| RU2453694C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US7644761B1 (en) | Fracturing method for subterranean reservoirs | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| EP0244425A1 (en) | Multiple-stage coal seam fracing method | |
| US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
| NL8403584A (nl) | Werkwijze voor het breken van een kolenlaag. | |
| WO2016037094A1 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| CN111927423B (zh) | 一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法 | |
| RU2541974C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US10941638B2 (en) | Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing | |
| RU2583803C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| US3208522A (en) | Method of treating subterranean formations | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2540712C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2603986C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт | |
| RU2603869C1 (ru) | Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| US10570709B2 (en) | Remedial treatment of wells with voids behind casing | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |