RU2603986C1 - Method for well intensification, exposing low-permeable formation - Google Patents
Method for well intensification, exposing low-permeable formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2603986C1 RU2603986C1 RU2016111685/03A RU2016111685A RU2603986C1 RU 2603986 C1 RU2603986 C1 RU 2603986C1 RU 2016111685/03 A RU2016111685/03 A RU 2016111685/03A RU 2016111685 A RU2016111685 A RU 2016111685A RU 2603986 C1 RU2603986 C1 RU 2603986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- low
- concentration
- fracturing
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101000883582 Bacillus subtilis (strain 168) HTH-type transcriptional regulator DegA Proteins 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 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
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in intensifying the operation of a well that has uncovered a formation with a low-permeability Domanik reservoir.
Известен способ гидравлического разрыва продуктивного пласта, включающий создание депрессии на пласт, перекрывающий или подстилающий продуктивный пласт, которая вызывает упругую деформацию сжатия, последующее создание депрессии на продуктивный пласт, вызывающей его упругую деформацию, и нагнетание жидкости гидроразрыва после восстановления давления. После восстановления давления осуществляют повторное дренирование пласта, а жидкость гидроразрыва начинают нагнетать при забойном давлении, которое не менее чем на 5 МПа ниже пластового давления (Авторское свидетельство СССР №1334806, опубл. 10.05.1999).A known method of hydraulic fracturing of the reservoir, including creating a depression on the reservoir, overlapping or underlying the reservoir, which causes elastic compression deformation, the subsequent creation of depression on the reservoir, causing its elastic deformation, and the injection of hydraulic fracturing after pressure is restored. After the pressure is restored, the formation is again drained, and the hydraulic fracturing fluid is injected at the bottomhole pressure, which is at least 5 MPa lower than the reservoir pressure (USSR Author's Certificate No. 1334806, publ. 05/10/1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ интенсификации работы скважины, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 т проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3 (Патент РФ №2541974, опубл. 20.02.2015 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of stimulating well operation, including test injection of fracturing fluid and a pack of fracturing fluid with proppant, adjusting the fracturing design and conducting the main fracturing process. In low-permeability reservoirs having an absolute permeability of not more than 1 mD, the main hydraulic fracturing process is carried out with an injection of buffer fluid at the rate of 1.0-3.0 m 3 per 1 ton of proppant, using proppant fractions that include only a small fraction of no larger size 30/60 mesh with a final proppant concentration of not more than 300 kg / m 3 , during pumping, a fluid flow rate of 3.5 m 3 / min and more is maintained, and the gelling agent concentration is set to not more than 2 kg / m 3 , with a final under-addition of the mixture in a volume of 0 , 1-0.5 m 3 (RF Patent No. 2541974, publ. 02.20.2015 - prototype).
Недостатком известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.A disadvantage of the known methods is their low efficiency when applied to intensify the operation of a well that has uncovered a formation with a low-permeability Domanik reservoir.
В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.In the proposed invention, the task of stimulating a well that has uncovered a formation with a low permeability Domanik reservoir is solved.
Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3, согласно изобретению в низкопроницаемых Доманиковых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят перфорацию пластов перфорационной системой, создающей отверстия диаметром не менее 20 мм, используют оборудование, рассчитанное на поверхностные давления при обработке до 100 МПа, проводят предварительную кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м3 загущенной кислоты на 1 погонный м пласта, при проведении основного процесса гидроразрыва создают концентрации проппанта в диапазоне от 100 до 250 кг/м3 с начальным значением концентрации не более 100 кг/м3, при закачке концентрацию проппанта повышают с шагом не более 30 кг/м3, не превышая значения в конечной стадии 250 кг/м3 с корректировкой значений концентрации в зависимости от роста устьевых давлений путем регулирования расхода жидкости, но не превышая значений устьевого давления 100 МПа.The problem is solved in that in a method of intensifying the operation of a well that has uncovered a low-permeable formation, including a test injection of fracturing fluid and a pack of fracturing fluid with proppant, adjusting the fracturing design and carrying out the main fracturing process using proppant fractions comprising only a small fraction of dimension no larger than 30 / 60 mesh proppant at a final concentration of not more than 250 kg / m 3, with final nedoprodavkoy mixture in a volume of 0.1-0.5 m 3, according to the invention in low-permeability reservoirs Domanik, it is having boiling absolute permeability of not more than 1 mD, perforating formations perforating system that creates an opening diameter of at least 20 mm, using equipment designed to the surface pressure in the processing to 100 MPa is carried out preliminary acid treatment for the initiation and etching fracture rate of not less than 2 m 3 gelled acid per 1 linear meters formation during the main process fracturing proppant creates a concentration ranging from 100 to 250 kg / m 3 with the initial concentration value of not more than 100 kg / m 3, When injecting proppant concentration is increased in increments of no more than 30 kg / m 3, without exceeding the values in the final stage of 250 kg / m 3 with the adjustment of concentration values as a function of growth wellhead pressure by regulating fluid flow, but without exceeding values wellhead pressure of 100 MPa.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Освоению запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах с Доманиковым коллектором мешает низкая проницаемость коллектора. Обычные средства интенсификации работы скважин с применением гидроразрыва не приводят к желаемому результату. Недостатком известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором. В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором. Задача решается следующим образом.The development of oil reserves in low-permeability reservoirs with a Domanik collector is hindered by low reservoir permeability. Conventional means of stimulating well operation using hydraulic fracturing do not lead to the desired result. A disadvantage of the known methods is their low efficiency when applied to intensify the operation of a well that has uncovered a formation with a low-permeability Domanik reservoir. In the proposed invention, the task of stimulating a well that has uncovered a formation with a low permeability Domanik reservoir is solved. The problem is solved as follows.
Согласно предложенному способу кандидатами на проведение гидроразрыва пласта являются слабопроницаемые Доманиковые коллекторы, абсолютная проницаемость которых не превышает 1 мД. При проведении стандартного гидроразрыва в данных коллекторах образуется канал средней длины и довольно высокой проводимости. Контраст в проницаемости между пластом и расклиненной трещиной является определяющим фактором. В средне- и высокопроницаемых коллекторах развитие трещины в ширину с созданием высокой конечной концентрации проппантной пачки 300 кг/м3 и более может увеличить производительность скважины. Однако в Доманиковых пластах недостаточная длина трещины является сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, тем самым вырабатывается не весь потенциал низкопроницаемого пласта. Главным показателем, который характеризует эффективность геометрических параметров создаваемой трещины при ГРП, является безразмерная проводимость. Этот параметр характеризует отношение проводимости трещины (проницаемость трещины на ширину трещины) к проводимости пласта (проницаемость пласта на длину трещины). Если в традиционных коллекторах наращивание данного параметра достигается за счет ширины трещины и фракционного состава проппанта, то в низкопроницаемых пластах безразмерная проводимость имеет и без того высокие показатели, поэтому для успешности процесса решается обратная задача - снизить данное значение за счет максимального развития трещины ГРП в длину и довести показатель безразмерной проводимости до величины порядка 10.According to the proposed method, candidates for hydraulic fracturing are low-permeable Domanik reservoirs, the absolute permeability of which does not exceed 1 mD. During standard hydraulic fracturing, a medium-length channel with a rather high conductivity is formed in these reservoirs. Contrast in permeability between the formation and the propped fracture is a determining factor. In medium and high permeability reservoirs, the development of a wide crack with the creation of a high final proppant pack concentration of 300 kg / m 3 or more can increase well productivity. However, in Domanik formations, insufficient fracture length is a limiting factor for increasing well productivity, thereby not all the potential of a low-permeable formation is developed. The main indicator that characterizes the effectiveness of the geometrical parameters of the created fracture during hydraulic fracturing is the dimensionless conductivity. This parameter characterizes the ratio of the conductivity of the crack (permeability of the crack to the width of the crack) to the conductivity of the formation (permeability of the formation to the length of the crack). If in traditional reservoirs the growth of this parameter is achieved due to the crack width and proppant fraction composition, then in low-permeability formations dimensionless conductivity is already high, therefore, for the success of the process, the inverse problem is solved - to reduce this value due to the maximum development of hydraulic fracture in length and bring the dimensionless conductivity to a value of the order of 10.
При постановке данных условий технологического процесса возрастает риск преждевременного экранирования проппанта из-за большой его массы и малой вязкости жидкости разрыва. Для предупреждения осложнений было принято решение использовать наиболее мелкую фракцию проппанта размерностью 30/60 меш и менее.When setting these process conditions, the risk of premature proppant screening increases due to its large mass and low viscosity of the fracturing fluid. To prevent complications, it was decided to use the smallest proppant fraction with a size of 30/60 mesh or less.
Обычно гидроразрыв выполняют с применением проппанта трех фракций: 20/40 меш - 10-20%, 16/20 меш - 60-80%, 12/18 меш - 10-20%. Фракция проппанта 16/20 меш является основной в отношении ко всему объему проппанта, более крупная (12/18 меш и крупнее) и соответственно более проводимая на конечной стадии занимает меньший объем, в итоге получается созданная трещина с невысокой длиной, как правило, не более 100 м (одно крыло), с высокой проводимостью в околоскважинной части. Однако в низкопроницаемых коллекторах не требуется высокая концентрация проппантной пачки, а главным условием повышения продуктивности является преобладающее развитие трещины в длину. В итоге, применение режимов и расчетов при проектировании гидроразрыва для стандартных коллекторов не позволит качественно повысить продуктивность скважин с низкопроницаемыми коллекторами. Одним из главных рисков проведения ГРП в Доманиковых отложениях является критический рост устьевых давлений по причине высокой плотности и низкой проницаемости данных коллекторов. Рост давления может быть обусловлен вязкостью жидкости разрыва, низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, высоким темпом нагнетания жидкости и увеличением концентрации расклинивающего агента. Поэтому главным отличием предлагаемого способа ГРП низкопроницаемых коллекторов является возможность ограничения критического роста устьевых давлений путем регулирования концентрации проппанта на протяжении всего процесса, тем самым снижая риски получения «стопа» и повышая эффективность обработок.Typically, hydraulic fracturing is performed using proppant of three fractions: 20/40 mesh - 10-20%, 16/20 mesh - 60-80%, 12/18 mesh - 10-20%. The proppant fraction 16/20 mesh is the main in relation to the entire proppant volume, larger (12/18 mesh and larger) and, accordingly, more conducted at the final stage, takes up less volume, as a result, a created crack with a short length is obtained, as a rule, no more 100 m (one wing), with high conductivity in the near-wellbore part. However, in low-permeability reservoirs, a high proppant pack concentration is not required, and the main condition for increasing productivity is the predominant crack development in length. As a result, the use of modes and calculations in the design of hydraulic fracturing for standard reservoirs will not allow to qualitatively increase the productivity of wells with low permeability reservoirs. One of the main risks of hydraulic fracturing in Domanik deposits is a critical increase in wellhead pressure due to the high density and low permeability of these reservoirs. The increase in pressure may be due to the viscosity of the fracturing fluid, low reservoir properties of the reservoirs, a high rate of fluid injection and an increase in the concentration of proppant. Therefore, the main difference of the proposed method of hydraulic fracturing of low-permeability reservoirs is the ability to limit the critical growth of wellhead pressures by controlling the proppant concentration throughout the process, thereby reducing the risks of obtaining a “stop” and increasing the efficiency of the treatments.
Для более эффективного проведения ГРП с проницаемостью не более 1 мД предварительно проводят перфорацию пластов отверстиями диаметром не менее 20 мм.For more efficient hydraulic fracturing with a permeability of not more than 1 mD, the perforation of formations is preliminarily performed with openings with a diameter of at least 20 mm
Для возможности прокачки всех компонентов применяют оборудование (насосно-компрессорные трубы, насосы, фонтанную арматуру), рассчитанное на давление на поверхности до 100 МПа.For the possibility of pumping all components, equipment is used (tubing, pumps, gushing) designed for surface pressures of up to 100 MPa.
После перфорации проводят кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м3 загущенной кислоты на 1 погонный м пласта. Загущенную кислоту получают смешением кислоты с загустителем, который может представлять собой производные целлюлозы типа гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы, а также сульфитноспиртовую барду, сульфитнодрожжевую бражку или их комбинации. В качестве кислоты используют соляную, плавиковую кислоты или их смеси. Загуститель вводят в кислоту в количестве 2-5%.After perforation, acid treatment is performed to initiate and etch the crack at the rate of at least 2 m 3 of thickened acid per 1 linear meter of formation. The thickened acid is obtained by mixing the acid with a thickening agent, which may be cellulose derivatives such as hydroxyethyl cellulose, carboxymethyl cellulose, as well as sulphite-alcohol vinasse, yeast sulphite or combinations thereof. As the acid, hydrochloric, hydrofluoric acids or mixtures thereof are used. The thickener is introduced into the acid in an amount of 2-5%.
При основном процессе ГРП применяют проппант только мелкой фракции - 30/60 меш и менее. Проведение гидроразрыва следует проводить с увеличенным объемом буферной жидкости, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с начальной концентрацией не выше 100 кг/м3, с одновременным контролем устьевых давлений, в случае не превышения устьевых давлений 100 МПа концентрацию увеличивают с шагом не более 30 кг/м3, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 4 м3/мин и более, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3. Конечное давление прокачки устанавливают в пределах от 70 до 100 МПа, что способствует увеличению длины трещины разрыва.In the main hydraulic fracturing process, only a small fraction of proppant is used - 30/60 mesh or less. Hydraulic fracturing should be carried out with an increased volume of buffer fluid, using proppant fractions that include only a small fraction of dimension no larger than 30/60 mesh, with an initial concentration of not higher than 100 kg / m 3 , with simultaneous monitoring of wellhead pressures, if not exceeded wellhead pressures of 100 MPa, the concentration is increased in increments of not more than 30 kg / m 3 , with a final proppant concentration of not more than 250 kg / m 3 , during pumping, a fluid flow rate of 4 m 3 / min or more is maintained, with a final under-addition of the mixture in a volume of 0.1 -0.5 m 3 . The final pumping pressure is set in the range from 70 to 100 MPa, which contributes to an increase in the length of the fracture crack.
Применение низкой концентрации проппанта не более 250 кг/м3, с начальной концентрацией не выше 100 кг/м, увеличения с шагом не более 30 кг/м3, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м3, связано с необходимостью переориентации развития трещины в длину для увеличения производительности скважины в отличие от гидроразрыва стандартных коллекторов.The use of a low proppant concentration of not more than 250 kg / m 3 , with an initial concentration of not more than 100 kg / m, an increase in increments of not more than 30 kg / m 3 , with a final proppant concentration of not more than 250 kg / m 3 , is associated with the need to reorient development long cracks to increase well productivity as opposed to fracturing standard reservoirs.
Для исключения выпадения в осадок проппанта по причине малой вязкости жидкости разрыва расход жидкости поддерживают на уровне не менее 4 м3/мин.To prevent proppant from precipitating due to the low viscosity of the fracturing fluid, the fluid flow rate is maintained at a level of at least 4 m 3 / min.
Предлагаемый способ позволяет ограничить развитие трещины в ширину, одновременно максимально увеличивая развитие трещины в длину, тем самым позволяя добиться максимальной продуктивности скважины. Созданная и закрепленная трещина предлагаемым способом позволяет существенно увеличить продуктивность низкопроницаемых пластов, создать длинные каналы для максимального использования потенциала скважины.The proposed method allows to limit the development of fractures in width, while maximizing the development of fractures in length, thereby allowing to achieve maximum productivity of the well. Created and fixed crack by the proposed method can significantly increase the productivity of low-permeability formations, create long channels to maximize the potential of the well.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.Example 1. Spend the intensification of the oil well.
Объекты интенсификации: глинисто-карбонатный коллектор в интервалах 1843-1847 м, 1848-1863 м, пласты отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 1 м, расстояние до водонасыщенного пласта более 20 м.Intensification objects: clay-carbonate reservoir in the intervals of 1843-1847 m, 1848-1863 m, the layers are separated by a clay bridge 1 m thick, the distance to the water-saturated layer is more than 20 m.
Литология объекта: пласт - кремнистый карбонат (абсолютная проницаемость 0,1 мД, пористость 7%, глинистость 3%).Object lithology: stratum - siliceous carbonate (absolute permeability of 0.1 mD, porosity of 7%, clay content of 3%).
Проводят перфорацию пластов отверстиями диаметром 20 мм с количеством отверстий 8 на 1 п. м интервала перфорации.Perforate the formations with holes with a diameter of 20 mm with the number of holes 8 per 1 p. M of the perforation interval.
Проводят кислотную обработку составом загущенной кислоты из расчета 2 м3 загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.An acid treatment is carried out with the composition of the thickened acid at the rate of 2 m 3 of the thickened acid per 1 p. M of the formation interval.
Проводят гидроразрыв пласта.Fracturing is performed.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.Well and running equipment design: production string with a diameter of 168 mm is tight.
Спускают насосно-компрессорных трубы, рассчитанные на давление в 100 МПа, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1935 м.The tubing, designed for a pressure of 100 MPa, is lowered, the face is poured with a sand bridge to a depth of 1935 m.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1820 м и производят посадку пакера.The packer is lowered on a tubing string with a diameter of 89 mm to a depth of 1820 m and the packer is planted.
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-244 м3/сут, начальное давление Рнач=39,5 МПа, конечное давление Ркон=40 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,0 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.Perform a test download. The initial injection rate of the fracturing facility is Q-244 m 3 / day, the initial pressure Pnach = 39.5 MPa, the final pressure Pkon = 40 MPa. The quality of communication with the formation is determined by injecting 5 m 3 of technical fluid with a density of 1.0 g / cm 3 without preliminary saturation of the bottomhole zone.
При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 27 м3 на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек» без добавления сшивателя. Реология - температура 27°C, вязкость 25 сП. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.During hydraulic fracturing, technical water samples are taken and analyzed for the content of mechanical impurities, the content of free hydrogen ions and temperature, test preparation of the fracturing fluid is carried out, a test for dissolution and crosslinking is performed. The results are satisfactory. A gel is prepared in a volume of 27 m 3 based on the WG 46 Econotec gelling agent without the addition of a crosslinker. Rheology - temperature 27 ° C, viscosity 25 cP. A demulsifier, a degradation activator and a clay stabilizer are added to the gel, the mixture is brought to a homogeneous state with stirring, and the pressure pumps are started and heated.
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 27 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 30/60 меш. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 54 МПа до 57,5 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.A test injection is made with recording the pressure drop and processing the obtained data on the pressure drop - in the volume of 27 m 3 of the fracturing fluid with the addition of 1000 kg of proppant fraction 30/60 mesh. The test pack went through the perforation interval with increasing pressure from 54 MPa to 57.5 MPa. The data obtained are processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure to close the fracture, the pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the perforation interval and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the fracturing process are adapted to the received test injection processing data.
Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.The main fracturing process is carried out.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с загрузкой гелеобразователя 2 кг/м3. Результаты теста удовлетворительны.Corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and refine the fracturing plan. Based on the calculations made, a set of the required volume of the process fluid is prepared and a fracture fluid is prepared with a gelling agent loading of 2 kg / m 3 . The test results are satisfactory.
Проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости («подушки») в объеме 40 м3, с последующей закачкой только мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш, начальная концентрация проппанта 100 кг/м3, при повышении концентрации проппанта до 130 кг/м3 рост устьевого давления составил с 57 до 62 МПа, далее плавно повышают концентрацию проппанта до значений 160, 210, 240 кг/м3, давление на каждом этапе составляет 63,5, 68,7, 73,6 МПа, с конечной концентрацией проппанта 240 кг/м3. Общий объем проппанта составляет 25 т. Средний рабочий расход жидкости составляет 5,5 м3/мин при давлении на устье скважины начальном 59,3 МПа, конечном 73,6 МПа.The main process of hydraulic fracturing is carried out with an injection of buffer liquid (“pillow”) in a volume of 40 m 3 , followed by injection of only a small fraction of proppant with a dimension of 30/60 mesh, the initial proppant concentration of 100 kg / m 3 , with an increase in proppant concentration to 130 kg / m 3 , the wellhead pressure increased from 57 to 62 MPa, then the proppant concentration is gradually increased to values of 160, 210, 240 kg / m 3 , the pressure at each stage is 63.5, 68.7, 73.6 MPa, with a final proppant concentration 240 kg / m 3 . The total proppant volume is 25 tons. The average working fluid flow rate is 5.5 m 3 / min at a wellhead pressure of initial 59.3 MPa, final 73.6 MPa.
Объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Объем недопродавки составил 0,1 м3. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.The volume of the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and the under-packer zone to the roof of the perforation interval minus the volume of the estimated undersupply. The volume of underselling amounted to 0.1 m 3 . At the end of the proppant-gel mixture sale, the pumping units are stopped and the pressure drop recorded, after which the wellhead is closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for the pressure drop. At the end of the necessary time for the destruction of the gel, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure. The start of overpressure release is carried out after 12 hours. The wellhead is depressurized, stalling and lifting of packer equipment is performed.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Предварительно проводят перфорацию пластов созданием отверстий диаметром 22 мм, плотностью 10 отв. на 1 п. м, проводят кислотную обработку из расчета 2,2 м3 загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.Pre-conduct perforation of the layers by creating holes with a diameter of 22 mm, a density of 10 holes. 1 p. m, acid treatment is carried out at the rate of 2.2 m 3 of thickened acid per 1 p. m of the reservoir interval.
Проводят основной процесс гидроразрыва с применением проппанта размерностью 40/70 меш. Общий объем проппанта составляет 40 т. Расход жидкости составляет 4,5 м3/мин. Начальная концентрация проппанта 90 кг/м3, при повышении концентрации проппанта до 120 кг/м3 рост устьевого давления составил с 75,6 до 80 МПа, далее плавно повышают концентрацию проппанта до значения 140 кг/м3, давление на этом этапе составляет 85 МПа, т.е. максимальное для данного процесса, в связи с чем значение концентрации проппанта в процессе обработки не поднимали выше значения 140 кг/м3, объем недопродавки 0,3 м3.The main fracturing process is carried out using a proppant with a dimension of 40/70 mesh. The total proppant volume is 40 tons. The fluid flow rate is 4.5 m 3 / min. The initial proppant concentration is 90 kg / m 3 , with increasing proppant concentration to 120 kg / m 3 the wellhead pressure increased from 75.6 to 80 MPa, then the proppant concentration is gradually increased to 140 kg / m 3 , the pressure at this stage is 85 MPa, i.e. the maximum for this process, in connection with which the value of the proppant concentration during the processing did not rise above the value of 140 kg / m 3 , the volume of undersupply was 0.3 m 3 .
Пример 3. Выполняют, как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Предварительно проводят перфорацию пластов созданием отверстий диаметром 24 мм, плотностью 12 отв. на 1 п. м, проводят кислотную обработку из расчета 2,4 м3 загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.Pre-conduct perforation of the layers by creating holes with a diameter of 24 mm, a density of 12 holes. 1 p. m, acid treatment is carried out at the rate of 2.4 m 3 of thickened acid per 1 p. m of the reservoir interval.
Проводят основной процесс гидроразрыва с применением проппанта размерностью 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта 100 кг/м3, начальная концентрация 100 кг/м3, при повышении концентрации до 130 рост устьевого давления составил с 75 до 82 МПа, далее плавно повышают концентрацию до значения 160, 210 кг/м3, давление на каждом этапе составляет 91,5, 99 МПа, выше значения концентрации 210 кг/м3 не поднимают из-за ограничений оборудования по давлению в 100 МПа, при прокачке поддерживают расход жидкости 5 м3/мин, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,5 м3. Общий объем проппанта составляет 33 т.The main hydraulic fracturing process is carried out using a proppant with a dimension of 30/60 mesh with a final proppant concentration of 100 kg / m 3 , an initial concentration of 100 kg / m 3 , with an increase in concentration to 130, the wellhead pressure increased from 75 to 82 MPa, then gradually increase the concentration to values of 160, 210 kg / m 3 , the pressure at each stage is 91.5, 99 MPa, they are not raised above the concentration of 210 kg / m 3 due to equipment limitations in pressure of 100 MPa, while pumping, the flow rate of 5 m 3 is maintained / min, with a final under-addition of the mixture in a volume of 0.5 m 3 . The total proppant volume is 33 tons.
По результатам обработки записи устьевых давлений процесса по прототипу получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 117,25 м; закрепленная - 117,07 м; высота трещины созданная - 25,5 м; закрепленная - 18,5 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту - 1,06 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации - 11,1 мм; проводимость трещины - 159,78 мД/м.According to the results of processing the recording of wellhead pressures of the process according to the prototype, the following data were obtained: crack length created (one wing) - 117.25 m; fixed - 117.07 m; crack height created - 25.5 m; fixed - 18.5 m. The width of the crack after relieving pressure in the reservoir is 1.06 mm, the maximum width of the crack at perforation intervals is 11.1 mm; crack conductivity - 159.78 mD / m.
По результатам обработки записи устьевых давлений проделанного процесса по примерам 1-3 получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 943 м; закрепленная - 516 м; высота трещины созданная - 18,7 м; закрепленная - 12 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту - 0,93 мм, максимальная ширина трещину у интервалов перфорации - 3,6 мм; безразмерная проводимость трещины - 10.According to the results of processing the wellhead pressure recording of the done process according to examples 1-3, the following data were obtained: crack length created (one wing) - 943 m; fixed - 516 m; crack height created - 18.7 m; fixed - 12 m. The width of the crack after relieving pressure in the reservoir is 0.93 mm, the maximum crack width at perforation intervals is 3.6 mm; dimensionless crack conductivity - 10.
Скважина введена в эксплуатацию через 10 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 3 раза без роста обводненности продукции.The well was put into operation 10 days after completion of hydraulic fracturing with an increase in productivity more than 3 times without an increase in water cut.
Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.Application of the proposed method will allow to solve the problem of stimulation of a well that has uncovered a low permeability formation with a low permeability Domanik reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016111685/03A RU2603986C1 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Method for well intensification, exposing low-permeable formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016111685/03A RU2603986C1 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Method for well intensification, exposing low-permeable formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2603986C1 true RU2603986C1 (en) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776863
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016111685/03A RU2603986C1 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Method for well intensification, exposing low-permeable formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2603986C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723806C1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for hydraulic fracturing of oil, gas or gas condensate formation |
| CN114151058A (en) * | 2020-09-07 | 2022-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for estimating flow conductivity of proppant |
| RU2806639C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-11-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from domanic deposits |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
| RU2526081C1 (en) * | 2013-07-26 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well seam hydraulic fracturing |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2583803C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
-
2016
- 2016-03-29 RU RU2016111685/03A patent/RU2603986C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
| RU2526081C1 (en) * | 2013-07-26 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well seam hydraulic fracturing |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2583803C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723806C1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for hydraulic fracturing of oil, gas or gas condensate formation |
| CN114151058A (en) * | 2020-09-07 | 2022-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for estimating flow conductivity of proppant |
| RU2806639C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-11-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| US2094479A (en) | Treatment of wells | |
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| WO2018213057A1 (en) | Enhancing acid fracture conductivity | |
| US2885004A (en) | Treatment of wells | |
| CN110242271B (en) | Water-control fracturing yield-increasing method for bottom water-gas layer | |
| CN107558981B (en) | Fracturing process for realizing complex cracks through multi-particle-size-difference temporary plugging | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| CN109931045A (en) | A kind of self-supporting acid fracturing method of double slit system | |
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| CA3000260A1 (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| US20150068746A1 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
| RU2603986C1 (en) | Method for well intensification, exposing low-permeable formation | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2551571C1 (en) | Method to develop oil pool | |
| US3687203A (en) | Method of increasing well productivity | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| US11434409B2 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels |