RU2608380C1 - Способ гидроразрыва подземного пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2608380C1 RU2608380C1 RU2015155972A RU2015155972A RU2608380C1 RU 2608380 C1 RU2608380 C1 RU 2608380C1 RU 2015155972 A RU2015155972 A RU 2015155972A RU 2015155972 A RU2015155972 A RU 2015155972A RU 2608380 C1 RU2608380 C1 RU 2608380C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- hydraulic fracturing
- injection
- suspension
- yield strength
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 109
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 49
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 38
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 9
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- -1 i.e. Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
-
- 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
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта. Вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1. После этого закачивают третью гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, причем отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьей жидкостей составляет от 0,8 до 1,2. Осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, вслед за которым осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности подземного гидроразрыва пласта. 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к технологиям гидроразрыва подземного нефтегазоносного пласта, более кокретно к способам размещения проппанта в трещине.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является основным технологическим процессом увеличения производительности продуктивного пласта за счет образования новых трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого на начальном этапе в ствол скважины, пересекающей подземный пласт, закачивают гидроразрывную жидкость под высоким давлением. Под воздействием повышенного давления происходит разрушение и растрескивание пласта и породы. На следующем этапе в трещину закачивают жидкость, содержащую расклинивающий наполнитель (проппант), представляющий собой твердые частицы, для предотвращения смыкания трещины после снятия давления на пласт и, тем самым, для обеспечения улучшенной добычи извлекаемой текучей среды, то есть нефти, газа или воды.
Гидроразрывные жидкости обычно представляют собой водные растворы, которые содержат загуститель, в качестве которого могут быть использованы, например, растворимые полисахариды, обеспечивающие создание достаточной вязкости жидкости для транспортировки проппанта с трещину. Примерами загустителей являются такие полимеры, как гуар и его производные.
Известен целый ряд патентных документов, относящихся к технологиям закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с целью улучшения проводимости образованных трещин.
Так, в заявке США №20050274523 описывается технология закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с целью создания высокопроводящих каналов и предотвращения вымывания частиц проппанта в скважину в процессе закрытия трещины и добычи углеводоров. Жидкости могут содержать различные добавки (полимеры, частицы проппанта разного диаметра). Указан диапазон вязкостей жидкостей, приводящий к оптимальным условиям для создания высокопроводящих каналов.
В заявке США №20120305247 приводится описание способа закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с использованием суспензии с высокой объемной долей частиц. Должны присутствовать частицы как минимум двух типов, различающиеся по размерам. Закачка указанной суспензии перемежается с закачкой вязкой жидкости без частиц, создающей свободные от частиц каналы. Приводятся различные варианты состава суспензии с добавлением загустителей, растворенного газа, разлагающихся материалов и волокон («файберов»).
В заявке США №2015083420 предложена технология гидроразрыва пласта, содержащего углеводороды, основанная на закачке жидкости в трещину гидроразрыва стадиями. На некоторых стадиях в жидкость может быть добавлен проппант. Результатом является создание вертикальных областей, занятых одной из жидкостей, и высокопроводящих каналов между ними. Приводятся возможные варианты состава и реологии жидкостей (может быть вязкоэластичной, может содержать кросслинкованный полимер, смесь разных частиц проппанта и т.д.).
Недостатком указанных изобретений является то, что высокопроводящие каналы, создаваемые в процессе закачки в трещину гидроразрыва, не стабилизированы и могут сомкнуться в процессе закрытия трещины из-за гравитационного осаждения частиц, гравитационного сползания областей суспензии, содержащей частицы и течения суспензии, вызванного оттоком через перфорации.
Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение возможности создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости путем снижения гравитационного осаждения проппанта и предотвращения гравитационного сползания суспензии и закрытия открытых каналов между областями, занятыми проппантом на стадиях нагнетания и закрытия. Создание каналов высокой проводимости в свою очередь обеспечивает повышение извлечения углеводородов и других пластовых флюидов.
Указанный технический результат достигается следующим образом.
Осуществляют закачивание в ствол скважины первой гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта. Затем осуществляют закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию частиц проппанта, при этом вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1. После этого закачивают в ствол скважины третью гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, причем отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьй жидкостей составляет от 0,8 до 1,2. Осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, вслед за которым осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости.
В соотвествии с одним из вариантов осуществления изобретения первая и третья гидроразрывные жидкости могут представлять собой одну и ту же жидкость.
В соответствии с вариантами осуществления изобретения наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости может обеспечиваться за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии, за счет использования в качестве жидкости перекрестносшитого геля или за счет добавления в жидкость специальных волокон.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения последовательное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, третьей гидроразрывной жидкости и повторное закачивание второй и третьей гидроразрывных жидкостей циклично повторяют.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения после повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости осуществляют дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 10 Па при отсутствии затвердевания суспензии, на фиг. 2 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 10 Па при затвердевании суспензии, на фиг. 3 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 40 Па при отсутствии затвердевания суспензии, на фиг. 4 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 60 Па при отсутствии затвердевания суспензии.
Предлагаемый способ основан на свойствах текучести и затвердевания насыщенной частицами гидроразрывной жидкости. Метод обеспечивает систему подачи жидкостей и порядок их нагнетания для создания областей проппанта, разделенных каналами высокой проводимости в расклиненной трещине ГРП вследствие вытеснения супензии жидкостью, чему способствует затвердевание суспензии.
Предлагаемая система подачи по меньшей мере двух гидроразрывных жидкостей и порядок их нагнетания в трещину нацелены на создание отдельных областей вдоль трещины, занятых проппантом, вследствие развития неустойчивости на границе раздела между гидроразрывными жидкостями. Описываемая система подачи жидкостей и порядок их нагнетания обеспечивают создание в суспензии, содержащей частицы проппанта, каналов высокой проводимости, которые после смыкания трещины будут служить высокопроводящими каналами для течения углеводородов (или иных пластовых флюидов) из пласта в ствол скважины, повышая, таким образом, расход и извлечение таких флюидов.
Технология размещения жидкостей включает по меньшей мере пять стадий и минимум две разные гидроразрывные жидкости.
На первой стадии в ствол скважины закачивают первую чистую вязкую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта - вязкую "подушку" для раскрытия трещины и создания высокопроводящих каналов в суспензии, содержащей частицы. Не содержащая проппанта "подушка", нагнетаемая на этой стадии, создает трещину ГРП в подземном пласте и формирует каналы тока для других флюидов после закрытия трещины. Примером жидкости, используемой на этой стадии, может служить вода либо водный раствор полимера (например, «перекресносшитый гель» семейства YF или линейный гель семейства WF).
На второй стадии осуществляют закачку второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию, содержащую частицы проппанта. Для снижения гравитационного оплывания суспензии отношение вязкости "подушки", т.е первой гидроразрывной жидкости, к вязкости второй гидроразрывной жидкости должно быть выше 0,1, в диапазоне от 0,1 до 0,9. Под вязкостью в данном описании подразумевается динамическая вязкость для ньютоновских жидкостей или кажущаяся вязкость, рассчитываемая на основе средней скорости сдвига, которая, в свою очередь, является отношением средней скорости нагнетания к половине толщины трещины ГРП.
К реологическим свойствам и составу второй гидроразрывной жидкости, нагнетаемой на второй стадии, предъявляются следующие требования: она должна обладать пределом текучести, что означает, что при низких сдвиговых напряжениях жидкость ведет себя как твердое тело и должна обладать способностью к затвердеванию, то есть к увеличению предела текучести с течением времени.
Примером жидкости с пределом текучести может служить водный раствор полимера, имеющий сильные межмолекулярные связи (так называемый «перекрестносшитый гель» YF 100-150).
Предел текучести второй гидроразрывной жидкости может обеспечиваться также за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии (объемная доля частиц в диапазоне 0.4-0.55) или за счет добавления в жидкость специальных волокон (файберов) (например, файберы LT1 длиной от 0.5 до 2 см, диаметром от 0.01 мм до 0.02 мм и плотностью от 1.4 до 2.7 г/см3). Затвердевание второй жидкости в условиях гидроразрыва пласта может достигаться при помощи использования специальных химических веществ и частиц проппанта (например, «перекрестносшитый гель» YF 100-150, в котором количество межмолекулярных связей растет со временем, таким образом увеличивая предел текучести жидкости в целом). Обладающая вышеописанными реологическими свойствами и составом суспензия обеспечивает транспорт частиц проппанта вглубь трещины, предотвращает гравитационное оплывание областей, занятых проппантом, и осаждение проппанта.
На следующей, третьей, стадии способа в ствол скважины закачивают третью гидроразрывную жидкость. Это должна быть вязкая жидкость, в качестве которой может использоваться та же самая жидкость, что и для "подушки" на первой стадии. Вязкая жидкость, нагнетаемая на этой стадии, должна иметь вязкость меньше, чем вязкость суспензии, закачиваемой на второй стадии: отношение ее вязкости к вязкости второй гидроразрывной должно быть выше 0,1. Нагнетание вышеописанной жидкости на третьй стадии вызывает развитие неустойчивости Сэффмана-Тейлора на границе раздела со второй жидкостью и образование вв второй жидкости открытых каналов.
Четвертая и пятая стадии необходимы для обеспечения равномерного размещения областей проппанта, разделенных высокопроводящими каналами чистой жидкости, вдоль трещины, чему способствует затвердевание суспензии.
Четвертая стадия предусматривает повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости с частицами проппанта. Закачка суспензии с частицами проппанта в одну стадию обычно вызывает снижение расклиненной длины или открытой зоны вблизи скважины, что существенно снижает общую проводимость трещины.
На пятой стадии осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости, то есть той же самой вязкой жидкости, что на третьей стадии.
Продолжительность стадий может быть, например, следующей. При закачке с расходом 7 баррелей в минуту первая стадия может длиться от получаса до часа, вторая стадия - 7.5 минут, третья - 4.5 минуты, четвертая - 7.5 мин, пятая - 15,5 мин.
В некоторых случаях пятая стадия может быть самой продолжительной по времени по сравнению с остальными стадиями для создания в суспензии с частицами проппанта каналов по всей длине трещины ГРП.
Плотность первой и третьй жидкостей, нагнетаемых на первой, третьей и пятой стадиях, должна быть приблизительно одинаковой для снижения гравитационного сползания (отношение плотностей должно быть в интервале от 0,8 до 1,2) (этот диапазон плотностей покрывает осуществимые в реальности сочетания жидкостей).
Описанные выше стадии со второй по пятую можно повторять циклами.
После повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости на пятой стадии может быть осуществлено дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей (с целью более равномерного распределения суспензии в трещине).
Далее приведены примеры, в которых на основе численного моделирования, выполненного с помощью программного кода, продемонстрировано, насколько разные результаты дают описанные выше системы подачи жидкостей и порядок нагнетания в полевых условиях.
Мы рассматриваем открытую трещину ГРП с размерами 70×70×0.006 м (высота × длина × толщина), при этом объемный расход на всех стадиях закачки принят равным 0.02 м3/с. В закачке участвуют чистая жидкость со степенной реологией и вязкопластическая суспензия (имеющая предел текучести). Плотность и параметры реологии жидкостей, рассмотренных в Примерах 1-4, приведены в таблице 1:
В приведенных ниже примерах продолжительность стадий нагнетания, предел текучести суспензии и его зависимость от времени (затвердевание) варьируются.
Пример 1
В данном примере рассмотрен порядок закачки, при котором предел текучести суспензии принят равным 10 Па, затвердевание суспензии не происходит (предел текучести суспензии постоянен). В таблице показан график закачки в пласт, а на фиг. 1 показано распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2, по окончании пятой стадии согласно моделированию с использованием программного кода. Черный цвет на фиг. 1 соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.
Жидкости нагнетают с левой вертикальной границы зоны потока. Первоначально трещина заполняется чистой жидкостью. По мере входа жидкости-песконосителя (суспензии с частицами пропанта) в зону потока она подвергается сильному воздействию гравитационного сползания. На границе раздела с жидкостью-песконосителем образуются языки чистой жидкости, и большая часть таких языков не проникает в песконоситель. Неустойчивость на границе раздела ослабляется гравитационным сползанием. Кроме того, песконоситель продавливается глубоко в трещину, оставляя большую нерасклиненную зону около устья, в связи с чем размещение можно считать неудачным.
Пример 2
В данном примере продемонстрировано влияние затвердевания суспензии на размещение жидкости при тех же самых условиях нагнетания, что и в рассмотренном Примере 1. Используется тот же порядок нагнетания, но теперь предел текучести суспензии с течением времени повышается пропорционально 
, где t - временной интервал с начала нагнетания. Исходный предел текучести суспензии принят равным 10 Па, как и в Примере 1. Распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2, показано на Фиг. 2. Суспензия затвердевает, начальное значение предела текучести 10 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости. По сравнению с распределением, полученным в Примере 1, суспензия распределяется в трещине равномерно, также имеются каналы чистой жидкости, пронизывающие суспензию и создающие каналы высокой проводимости в большей части трещины. Затвердевание суспензии снизило ее гравитационное сползание и способствовало равномерному размещению проппанта по трещине.
Пример 3
В данном примере показано влияние предела текучести на размещение жидкостей в отсутствие затвердевания суспензии. Предел текучести суспензии принят равным 40 Па, что близко к среднему по времени нагнетания значению предела текучести затвердевающей суспензии, рассмотренной в Примере 2. Порядок нагнетания аналогичен рассмотренному в Примерах 1, 2. На фиг. 3 показано распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2. Предел текучести суспензии фиксирован и равен 40 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.
Анализ распределения жидкостей по окончании нагнетания в соответствующей последовательности, как показано на Фиг. 3, свидетельствует о том, что повышение предела текучести суспензии в отсутствие затвердевания не обеспечивает желаемое равномерное распределение проппанта по трещине. В суспензии имеется большее число каналов по сравнению с распределением, полученным в Примере 1, однако при этом имеется чистая зона вблизи устья, ширина которой существенно больше, чем в Примере 2, где рассматривалось затвердевание суспензии. Также имеется слой чистой жидкости наверху трещины, образовавшийся вследствие гравитационного сползания жидкости-песконосителя. Оба указанных фактора существенно снизят проводимость трещины после ее закрытия по сравнению с закачкой, приведенной в Примере 2.
Пример 4
Последний пример - еще одна иллюстрация влияния предела текучести суспензии на размещение проппанта в трещине гидроразрыва. Рассматриваются аналогичные условия потока, как в Примерах 1 и 3, но теперь предел текучести суспензии принят равным 60 Па, что близко к самому высокому значению предела текучести затвердевающей суспензии, достигнутому в Примере 2. На фиг. 4 приведено распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2. Предела текучести суспензии фиксирован и равен 60 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.
Как показано на Фиг. 4, дальнейшее повышение предела текучести по сравнению с закачкой в Примере 3 привело к уменьшению расклиненной длины трещины: суспензия стала нетекучей как только образовались каналы чистой жидкости, а ее движение по трещине существенно замедлилось по сравнению с другими рассмотренными примерами. Другим недостатком использования суспензии с излишне высоким пределом текучести является то, что каналы чистой жидкости стремятся объединиться, в связи с чем общее число высокопроводящих каналов существенно меньше по сравнению с закачкой, рассмотренной в Примерах 2, 3. Снижение расклиненной длины и количества каналов приведет к снижению проводимости трещины по сравнению с системой подачи жидкостей, рассмотренной в Примере 2.
Описанные выше система подачи жидкостей и порядок их нагнетания обеспечивают создание каналов вязкой жидкости в суспензии, содержащей частицы проппанта, а свойства текучести и затвердевания суспензии снижают гравитационное осаждение проппанта и агломерацию областей, занятых проппантом на стадиях нагнетания и закрытия ГРП. Свойства текучести и затвердевания суспензии являются важными и необходимы для равномерного размещения суспензии по длине трещины, а также для предотвращения гравитационного сползания суспензии и закрытия открытых каналов между областями, занятыми проппантом. Последнее особенно важно на последних стадиях ГРП, когда нагнетание прекращается и трещина смыкается.
Claims (13)
1. Способ гидроразрыва подземного пласта, в соответствии с которым:
- осуществляют закачивание в ствол скважины первой гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта,
- осуществляют закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию частиц проппанта, при этом вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1,
- осуществляют закачивание в ствол скважины третьей гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта, причем отношение вязкости третьей жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьей жидкостей составляет от 0,8 до 1,2,
- осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости,
- осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым первая и третья гидроразрывные жидкости представляют собой одну и ту же жидкость.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии.
4. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет использования в качестве жидкости перекрестносшитого геля.
5. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет добавления в жидкость волокон.
6. Способ по п.1, в соответствии с которым последовательное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, третьей гидроразрывной жидкости и повторное закачивание второй и третьей гидроразрывных жидкостей циклично повторяют.
7. Способ по п.1, в соответствии с которым после повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости осуществляют дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей.
8. Способ п.1, в соответствии с которым длительность повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости является наиболее продолжительной по сравнению с длительностями закачивания первой и второй жидкостей.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155972A RU2608380C1 (ru) | 2015-12-25 | 2015-12-25 | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| US15/386,225 US20170183951A1 (en) | 2015-12-25 | 2016-12-21 | Method of fracturing subterranean formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155972A RU2608380C1 (ru) | 2015-12-25 | 2015-12-25 | Способ гидроразрыва подземного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2608380C1 true RU2608380C1 (ru) | 2017-01-18 |
Family
ID=58455929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015155972A RU2608380C1 (ru) | 2015-12-25 | 2015-12-25 | Способ гидроразрыва подземного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20170183951A1 (ru) |
| RU (1) | RU2608380C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708746C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109209331B (zh) * | 2018-11-16 | 2021-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裂缝型储层全支撑压裂方法 |
| CN113550714B (zh) * | 2020-04-26 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水力压裂防蜡的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050274523A1 (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-15 | Brannon Harold D | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2424419C1 (ru) * | 2007-12-19 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Формирование in situ в пласте твердой фазы для заканчивания скважин и разобщения пластов |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US20150053403A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140290943A1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized Fluids In Well Treatment |
-
2015
- 2015-12-25 RU RU2015155972A patent/RU2608380C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-12-21 US US15/386,225 patent/US20170183951A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050274523A1 (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-15 | Brannon Harold D | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2424419C1 (ru) * | 2007-12-19 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Формирование in situ в пласте твердой фазы для заканчивания скважин и разобщения пластов |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| US20150053403A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708746C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20170183951A1 (en) | 2017-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8327940B2 (en) | Method for hydraulic fracturing of a low permeability subterranean formation | |
| RU2473798C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US3850247A (en) | Placing zones of solids in a subterranean fracture | |
| RU2688700C2 (ru) | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин | |
| US3659651A (en) | Hydraulic fracturing using reinforced resin pellets | |
| CN106030030A (zh) | 在地层中提供多个裂缝的方法 | |
| CN104420859B (zh) | 驱移水平井或斜井中的支撑剂至液力压裂裂缝中的方法 | |
| WO2010068128A1 (en) | Hydraulic fracture height growth control | |
| US11220894B2 (en) | Method for treating fractured subterranean formations with controlled solids setting in wellbore | |
| US9194222B2 (en) | System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs | |
| RU2608380C1 (ru) | Способ гидроразрыва подземного пласта | |
| CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
| Inyang et al. | Development and field applications of highly conductive proppant-free channel fracturing method | |
| US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
| US20160102538A1 (en) | Three-phase method for injecting carbon dioxide into oil reservoirs | |
| CN102926701B (zh) | 一种连续混配型堵水工艺方法 | |
| Boyer et al. | Chemically enhanced proppant transport | |
| CN111810109A (zh) | 一种潮汐式铺砂压裂方法 | |
| GB2537186A (en) | Gas diverter for well and reservoir stimulation | |
| CN108561113B (zh) | 一种含水气井压裂方法 | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN101397896B (zh) | 利用倾置器配合注气加压封闭气井出水区段的堵水方法 | |
| RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2753318C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191226 |