RU2613682C1 - Method of hydraulic breakdown of formation - Google Patents

Method of hydraulic breakdown of formation Download PDF

Info

Publication number
RU2613682C1
RU2613682C1 RU2016104516A RU2016104516A RU2613682C1 RU 2613682 C1 RU2613682 C1 RU 2613682C1 RU 2016104516 A RU2016104516 A RU 2016104516A RU 2016104516 A RU2016104516 A RU 2016104516A RU 2613682 C1 RU2613682 C1 RU 2613682C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
proppant
hydraulic fracturing
packer
tubing string
Prior art date
Application number
RU2016104516A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Ильдар Ильясович Гирфанов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2016104516A priority Critical patent/RU2613682C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2613682C1 publication Critical patent/RU2613682C1/en

Links

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
    • 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
    • E21B43/11—Perforators; Permeators

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be applied for hydraulic fracturing treatment (HFT) in a producing well in the presence of associated and/or bottom water. The method involves performing the perforation in the range of well formation oriented in the direction of the main maximum voltage, landing of tubing string with packer to a well, packer seating, performing HFT by hydraulic fracture liquid injection by the tubing string with packer through perforated interval to the production string with obtaining and further fracture fixation by propping agent, pressure relief in the well. To perform perforation hydromechanical perforator is lowered on tubing string to the well before the footing interval, a pair of perforations are made along the perimeter of the well from the bottom to the top of formation at an angle of 30° off-centre when making each pair of the perforations, after the perforation is made NFT with a perforator is removed from the well and then NFT with parker is lowered into the well and packer is seated at the well, before HFT is performed, volumes of fracturing fluid for the formation of fracture, the elastomer added to the fracturing fluid, proppant for fixing the fracture are sequentially determined, and then HFT is performed. Gelled oil is used as the fracturing fluid, the amount of the gelled oil is divided into two equal portions, the first portion is pumped into the first half of the gelled oil volume and HGT is performed forming a fracture, the second portion is pumped into the second half of the gelled oil volume adding granular water-swellable elastomer to create a water shutoff screen over the entire surface of the fracture from the granular water-swellable elastomer, then the fracture is fixed by injecting liquid carrier of gel crosslinked with proppant at first of fine fraction of 20/40 mesh in an amount of 55-60% by weight of the proppant, then the coarse fraction of 16/20 mesh in an amout of 40-45% of the total proppant weight with stepwise increasing concentration of proppant to 100 kg/m3, from 200 kg/m3 to 1200 kg/m3.
EFFECT: elimination ofwater break through the frqaction, increased conductivity of the fraction and reliability of the method, reducing costs by eliminating the participation of the geophysical party, reducing the duration of the HFT technological process.
5 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности, оно используется для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.The invention relates to the field of the oil and gas industry, in particular, it is used for hydraulic fracturing in a production well in the presence of associated and / or bottom water.

Известен способ гидроразрыва пласта (патент RU №2170818, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.07.2001 г., бюл. №20), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и ниже них спускают гибкие трубы (ГТ) до нижних отверстий интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне НКТ подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.A known method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2170818, IPC ЕВВ 43/26, publ. 07/20/2001, bull. No. 20), providing for the formation in the reservoir with plantar water of a hydraulic fracture, while in the tubing and below them, flexible pipes (GT) are lowered to the lower holes of the perforation interval for pumping proppant through them in a mixture with water-insulating cement in an amount sufficient to fill the lower part of the crack with the mixture to a level above the oil-water contact with filling part of the crack in the zone of bottom water in part of the crack down nave a saturated zone, while simultaneously along the tubing string serves sand-carrier fluid with proppant in an amount sufficient to fill the upper part of the vertical crack.

Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:

- во-первых, ГРП осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей высоте пласта от подошвы до кровли и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность ГРП и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;- firstly, hydraulic fracturing is carried out before waterproofing, which in carbonate rocks can lead to the formation of cracks along the entire height of the formation from the sole to the roof and there is no guarantee that during subsequent waterproofing of the sole, they will be completely able to isolate (block the channel of water into the productive part of the formation), which reduces the efficiency of hydraulic fracturing and causes rapid watering of the well during subsequent operation of the carbonate formation;

- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают ГТ и на проведение этой операции затрачивается определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по ГТ подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;- secondly, after the formation of cracks in the formation, the injection of fracturing fluid through the tubing string into the tubing string releases the GT and a certain amount of time is spent on conducting this operation, during which the cracks partially close, then the cementation of the bottom part of the formation is simultaneously waterproofed with cement and injection sand-carrier fluid along the annular space between the tubing and GT columns to seal cracks that have already begun to close, which complicates the process of the method and reduces the permeability of drilled cracks;

- в-третьих, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.- thirdly, it is necessary to attract expensive equipment (sand mixer) and high-pressure pumping units for selling sand-carrier fluid with proppant to the formation.

Наиболее близким по технической сущности является способ ГРП продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой (патент RU №2566542, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.10.2015 г., бюл. №30), включающий спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing of a productive formation with a clay layer and bottom water (patent RU No. 2566542, IPC ЕВВ 43/26, publ. 10/27/2015, bull. No. 30), including lowering the tubing string with a packer into the well , packer landing, hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with the packer through the perforation interval into the reservoir with formation and subsequent fastening of the fracture with proppant, pressure relief from the well. In this case, before the tubing string with the packer is lowered into the well by geophysical methods, the orientation of the main maximum stress in the reservoir is determined, then perforation oriented in the direction of the main maximum stress is carried out in the upper half of the reservoir, then the lower half of the reservoir is cut off, the tubing string with the packer is lowered into the well so that the lower end of the tubing string is at the level of the roof of the reservoir, packer is planted, hydraulic fracturing is carried out by the tubing string of hydraulic fracturing fluid, which is used as a linear gel with a flow rate of 0.3 m 3 / min to create a crack in the reservoir, then the cracks in the reservoir are fastened in four cycles by alternating pumping along the tubing string through the interval of oriented perforation of the reservoir in equal portions linear gel with lightweight proppant 20/40 mesh and equal portions of a cross-linked gel with the addition of NaCl salt with a concentration of 400 kg / m 3 . Moreover, equal portions of the crosslinked gel in volume are two times less than equal portions of the linear gel, and the number of equal portions of the crosslinked gel is one portion less than equal portions of the linear gel. The concentration of lightweight proppant 20/40 mesh in a linear gel is gradually increased by 100 kg / m 3 with the first to third servings in each cycle, starting from a concentration of 100 kg / m 3 , in the last fourth cycle, one portion of a linear gel containing lightweight proppant is pumped 16/20 mesh with a concentration of 400 kg / m 3 , and then inject and push 15% aqueous hydrochloric acid into the fracture of the reservoir in an amount equal to half the sum of the volumes of linear and crosslinked gels injected into the crack during the crack fixing.

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

- во-первых, низкая проводимость трещины, обусловленная тем, что в процессе крепления трещины в качестве жидкости-носителя проппанта попеременно со сшитым гелем используется линейный гель, выпадающий в осадок в процессе транспортировки проппанта. Это приводит к преждевременному выпадению проппанта, т.е. жидкость-носитель не обеспечивает транспортировку проппанта до конца трещины и способствует неравномерному заполнению трещины. В результате образуются пустоты, которые затем смыкаются, что резко ухудшает проводимость трещины;- firstly, the low conductivity of the crack, due to the fact that in the process of fixing the crack, a linear gel is used alternately with the crosslinked gel as the proppant carrier fluid, which precipitates during the proppant transportation. This leads to premature proppant loss, i.e. carrier fluid does not transport proppant to the end of the fracture and contributes to uneven filling of the fracture. As a result, voids are formed, which then close together, which sharply worsens the conductivity of the crack;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с преждевременным выпадением проппанта из жидкости-носителя линейного геля в процессе транспортировки по колонне НКТ, что приводит к резкому скачку давления в колонне НКТ, аварийной остановке процесса и недостижению проектных параметров трещины;- secondly, the low reliability of the implementation of the method associated with the premature loss of proppant from the carrier fluid of the linear gel during transportation along the tubing string, which leads to a sharp jump in pressure in the tubing string, an emergency stop of the process and failure to achieve design parameters of the crack;

- в-третьих, низкая эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину попутной и/или подошвенной воды, что вызывает резкое обводнение скважины;- thirdly, the low efficiency of isolation of the fracture from the flow through it into the well of associated and / or bottom water, which causes a sharp flooding of the well;

- в-четвертых, затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте;- fourthly, the costs associated with attracting a geophysical lot to determine the direction of the main maximum stress in the reservoir;

- в-пятых, длительный технологический процесс реализации способа, связанный с многократными циклами закачки порций линейного геля с проппантом, чередующихся с порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl и продавкой 15% водного раствора соляной кислоты.fifthly, a lengthy process of implementing the method associated with multiple cycles of pumping portions of a linear gel with proppant, alternating with portions of a crosslinked gel with the addition of NaCl salt and the sale of a 15% aqueous hydrochloric acid solution.

Техническими задачами изобретения являются повышение проводимости трещины и эффективности изоляции трещины, а также повышение надежности способа, снижение затрат на его реализацию, сокращение длительности технологического процесса реализации способа.The technical objectives of the invention are to increase the conductivity of the crack and the efficiency of insulation of the crack, as well as improving the reliability of the method, reducing the cost of its implementation, reducing the duration of the technological process of implementing the method.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины.The stated technical problems are solved by the method of hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, including perforation in the interval of the wellbore oriented in the direction of the main maximum stress, lowering the tubing string — tubing with a packer into the well, packing packer, hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with the packer through the interval of perforation into the reservoir with the formation and subsequent fastening of the crack with proppant, pressure relief from the well.

Новым является то, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 1200 кг/м3.New is that to perform perforation into the well, the hydromechanical perforator on the tubing string is lowered to the interval of the bottom of the formation, pairs of perforation holes are made along the perimeter of the well from the bottom to the top of the formation with an offset of 30 ° when each pair of perforations is made, after the perforation is performed The tubing with a perforator is removed from the well, then the tubing string with the packer is lowered into the well and the packer is planted in the well, before hydraulic fracturing, the volumes of hydraulic a hydraulic fluid to form a crack, an elastomer added to the hydraulic fracturing fluid, proppant to fix the fracture, then the hydraulic fracturing is performed, gelled oil is used as the hydraulic fracturing fluid, the volume of gelled oil is divided into two equal portions, the first half of which is pumped with the first half of the gelled oil and hydraulic fracturing is carried out with the formation of a crack, and the second half is pumped into the second half of the volume of gelled oil with the addition of a granular water-swelling elastomer to create a water a lining screen over the entire surface of the crack from a granular water-swelling elastomer, then the crack is fixed by injection of a cross-linked gel carrier fluid with proppant, first, a fine fraction of 20/40 mesh in an amount of 55-60% of the total proppant mass, and then a large fraction of 16/20 mesh in the amount of 40-45% of the total proppant mass with a stepwise increase in proppant concentration by 100 kg / m 3 , starting from 200 kg / m 3 to 1200 kg / m 3 .

На фиг. 1 схематично изображен процесс перфорации интервала пласта в скважине.In FIG. 1 schematically depicts a process of perforating a formation interval in a well.

На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации пласта.In FIG. 2 schematically depicts a scan of a formation perforation interval.

На фиг. 3 схематично изображены устьевой фланец с метками и колонна труб с риской в процессе проведения ГРП.In FIG. 3 schematically shows the wellhead flange with marks and a pipe string with a risk during hydraulic fracturing.

На фиг. 4 схематично изображен процесс ГРП.In FIG. 4 schematically shows the hydraulic fracturing process.

На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.In FIG. 5 schematically shows the direction of development of the crack.

В скважину 1 (см. фиг. 1 и 2) до подошвы пласта 2 на колонне НКТ 3 спускают гидромеханический перфоратор 4, например используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168 конструкции института «ТатНИПИнефть».A hydromechanical perforator 4 is lowered into the well 1 (see FIGS. 1 and 2) to the bottom of the formation 2 on the tubing string 3, for example, the PGM-168 hydromechanical perforator designed by the TatNIPIneft Institute is used.

Перфорируют интервал пласта 2 выполнением шести пар отверстий (прямоугольного сечения) 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' снизу вверх с подъемом и поворотом колонны труб на 30° при каждом последующем проколе.Perforate the interval of the formation 2 by making six pairs of holes (rectangular section) 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9' ', 10' and 10 '' from the bottom up with the rise and rotation of the pipe string by 30 ° for each subsequent puncture.

Высоту 1 подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' определяют как высоту пласта 2, разделенную на семь равных частей.The height of 1 lifting of the tubing string 3 between pairs of holes 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9' ', 10' and 10 '' defined as the height of the formation 2, divided into seven equal parts.

Например, при высоте пласта hпл=3,5 м высота подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', а также от кровли и подошвы пласта 2 будет равна:For example, when the formation height h PL = 3.5 m, the height of the tubing string 3 between pairs of holes 5 'and 5'',6' and 6 '', 7 'and 7'',8' and 8 '', 9 ' and 9``, 10 'and 10'', as well as from the roof and sole of formation 2 will be equal to:

l=hпл/7=3,5 м/7=0,5 м.l = h pl / 7 = 3.5 m / 7 = 0.5 m.

В процессе реализации способа необходимо получить шесть пар отверстий: 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' с равным углом поворота 30° между ближайшими парами. Например, между парой отверстий 7' и 7'' (см. фиг. 3) угол поворота снизу относительно отверстий 6' и 6" и выше относительно отверстий 8' и 8" составляет 30°.In the process of implementing the method, it is necessary to obtain six pairs of holes: 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9' ', 10' and 10 ' 'with an equal angle of rotation of 30 ° between the nearest pairs. For example, between a pair of holes 7 ′ and 7 ″ (see FIG. 3), the angle of rotation from below with respect to holes 6 ′ and 6 ″ and higher relative to holes 8 ′ and 8 ″ is 30 °.

С этой целью применяют устьевой фланец (на фиг. 3 показан условно), имеющий насечки 11', 11", 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' по периметру с углом 30° (см. фиг. 2 и 3), соответствующие каждой паре отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.For this purpose, a wellhead flange is used (Fig. 3 is conventionally shown) having notches 11 ', 11 ", 11' '', 11 '' '', 11 '' '' ', 11' '' '' '' around the perimeter with an angle of 30 ° (see Figs. 2 and 3), corresponding to each pair of holes 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9 '', 10 'and 10' '.

На поверхности колонны НКТ 3 наносят одну риску 12 (см. фиг. 1 и 3), например, длиной 10-50 мм и глубиной 2 мм.On the surface of the tubing string 3, one risk 12 is applied (see FIGS. 1 and 3), for example, 10-50 mm long and 2 mm deep.

Размещают риску 12 колонны НКТ 3 напротив отметки 11' устьевого фланца. В таком положении без вращения колонны НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 на конце приподнимают колонну НКТ 3 от подошвы пласта 2 на высоту l=0,5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5'' в интервале пласта 2 скважины 1 с помощью гидромеханического перфоратора 4 (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.Place at risk 12 tubing strings 3 opposite the mark 11 'of the wellhead flange. In this position, without rotation of the tubing string 3 with a hydromechanical perforator 4 at the end, the tubing string 3 is lifted from the bottom of the formation 2 to a height l = 0.5 m. A pair of holes 5 'and 5' 'are made in the interval of the formation 2 of the well 1 using a hydromechanical perforator 4 (due to the radial extension of two incisors placed relative to each other at an angle of 180 °) according to the instructions for its use.

Затем вновь приподнимают колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 вверх на высоту l=0,5 м, при этом поворачивают колонну НКТ 3 до размещения ее риски 12 напротив метки 11'' на устьевом фланце, например, по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора 4 пары отверстий 6' и 6'' в интервале пласта 2 скважины 1.Then, the tubing string 3 with the hydromechanical perforator 4 is raised up again to a height l = 0.5 m, while the tubing string 3 is rotated until its risks 12 are opposite the mark 11 '' on the wellhead flange, for example, clockwise, and using a hydromechanical puncher 4 pairs of holes 6 'and 6' 'in the interval of the formation 2 of the well 1.

Далее аналогичным образом, поворачивая колонну НКТ 3 (см. фиг. 2 и 3) по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны НКТ 3 с метками 11''', 11'''', 11''''', 11'''''', выполняют еще четыре соответствующих пары отверстий 7' и 7", 8' и 8", 9' и 9", 10' и 10" в интервале пласта 2 скважины 1.Further, in a similar way, turning the tubing string 3 (see Figs. 2 and 3) clockwise by 30 ° and sequentially combining the risk of 12 tubing string 3 with the marks 11 '' ', 11' '' ', 11' '' '' , 11 '' '' '', another four corresponding pairs of holes 7 'and 7 ", 8' and 8", 9 'and 9 ", 10' and 10" are made in the interval of formation 2 of well 1.

Направление перфорации снизу вверх в скважине 1 выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора 4 при их выдвижении ранее выполненными парами отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' (см. фиг. 2). Таким образом, в интервале пласта 2 (см. фиг. 1) скважины 1 получают перфорационные отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10''.The direction of perforation from the bottom up in the well 1 is chosen in order to prevent sticking of the cutters (shown in Fig. 1 conventionally) of the hydromechanical perforator 4 when they are extended by previously made pairs of holes 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9' ', 10' and 10 '' (see Fig. 2). Thus, in the interval of formation 2 (see Fig. 1), wells 1 receive perforations 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9``, 10 'and 10' '.

Выполнение пар отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7 и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' с поворотом 30° позволяет создать направление образования трещины 13 (см. фиг. 5) в пласте 2 при последующем проведении ГРП в направлении главного максимального напряжения пород (σmax) в пласте 2 (см. фиг. 2 и 5).Making pairs of holes 5 'and 5'',6' and 6 '', 7 and 7 '', 8 'and 8'',9' and 9 '', 10 'and 10''with a rotation of 30 ° allows you to create a direction formation of a crack 13 (see Fig. 5) in the formation 2 during subsequent hydraulic fracturing in the direction of the main maximum rock stress (σ max ) in the formation 2 (see Fig. 2 and 5).

Например, направление пары отверстий 7' и 7'' в интервале продуктивного пласта 2 совпадает с направлением главного максимального напряжения пород (σmax) в пласте 2, что исключает затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте, так как применяют гидромеханический перфоратор, с помощью которого выполняют парные перфорационные отверстия под углом 30°.For example, the direction of the pair of holes 7 'and 7''in the interval of the productive formation 2 coincides with the direction of the main maximum rock stress (σ max ) in the formation 2, which eliminates the costs associated with attracting a geophysical lot to determine the direction of the main maximum stress in the formation, how to use a hydromechanical punch, with which they perform paired perforations at an angle of 30 °.

Кроме того, применение гидромеханического перфоратора для перфорации в сравнении с кумулятивной перфорацией повышает надежность проведения ГРП, так как в процессе перфорации образуются пары отверстий 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'', при этом каждое из отверстий имеет прямогольную форму с минимальным размером 10 на 20 мм. Этого размера вполне достаточно для продавки в трещину 13 проппанта любой фракции, что исключает резкий скачок давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса и недостижение проектных параметров трещины 13.In addition, the use of a hydromechanical perforator for perforation in comparison with cumulative perforation increases the reliability of hydraulic fracturing, since during the perforation pairs of holes 5 'and 5' ', 6' and 6 '', 7 'and 7' ', 8' and 8 '', 9 'and 9' ', 10' and 10 '', with each of the holes having a straight-line shape with a minimum size of 10 by 20 mm. This size is quite enough to push proppant of any fraction into the fracture 13, which eliminates a sharp pressure jump in the tubing string, an emergency stop of the process and failure to achieve the design parameters of the fracture 13.

Далее извлекают из скважины 1 колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 и приступают к проведению ГРП. В качестве гидроразрывной жидкости при образовании трещины 13 применяют гелированную нефть. В отличие от линейного геля, который готовится на водной основе, как описано в прототипе, гелированная нефть не вступает в реакцию с гранулированным водонабухающим эластомером в процессе закачки.Next, a tubing string 3 with a hydromechanical perforator 4 is removed from the well 1 and proceed with hydraulic fracturing. As a fracturing fluid in the formation of a crack 13, gelled oil is used. Unlike a linear gel, which is prepared on a water basis, as described in the prototype, gelled oil does not react with a granular water-swelling elastomer during the injection process.

Перед проведением ГРП последовательно определяют:Before hydraulic fracturing successively determine:

1. Объем проппанта для крепления трещины по формуле:1. The volume of proppant for fixing cracks according to the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где, с=2000-2500 - коэффициент перевода, кг/м, примем с=2200 кг/м;where, c = 2000-2500 - conversion factor, kg / m, we take c = 2200 kg / m;

М - масса проппанта, кг;M - proppant mass, kg;

hпл - высота пласта, м, hпл=3,5 м;h PL - reservoir height, m, h PL = 3.5 m;

ρпр - насыпная плотность проппанта, ρпр=1570 кг/м3.ρ ol - bulk density of proppant, ρ ol = 1570 kg / m 3 .

2. Объем эластомера, добавляемого в гелированную нефть, определяют по формуле2. The amount of elastomer added to the gelled oil is determined by the formula

Figure 00000002
Figure 00000002

где Vэл - объем эластомера, добавляемого к гелированной нефти, м3;where V el - the volume of elastomer added to the gelled oil, m 3 ;

Vпроп - объем планируемого к закачке проппанта, м3;V prop - the volume of proppant planned for injection, m 3 ;

m - пористость пласта, д. ед., m=0-1 д. ед., примем m=0,25 д. ед.;m is the porosity of the formation, d.U., m = 0-1 d.U., take m = 0.25 dU;

k - кратность увеличения объема эластомера, k=2.k is the multiplicity of the increase in elastomer volume, k = 2.

3. Объем гелированной нефти для образования трещины по формуле3. The volume of gelled oil for cracking according to the formula

Figure 00000003
Figure 00000003

где Vгн - объем гелированной нефти для проведения ГРП, м3.where V gn is the volume of gelled oil for hydraulic fracturing, m 3 .

Подставив числовые значения в формулу (1), получим:Substituting the numerical values in the formula (1), we obtain:

М=с⋅hпл=2200 кг/м⋅3,5 м=7700 кг;M = s⋅h pl = 2200 kg / m⋅3.5 m = 7700 kg;

Vпроп=М/ρпр=7700 кг/1570 кг=4,9 м3.V prop = M / ρ ol = 7700 kg / 1570 kg = 4.9 m 3 .

Подставив числовые значения в формулу (2), получим:Substituting the numerical values in the formula (2), we obtain:

Figure 00000004
Figure 00000004

Подставляя числовые значения в формулу (3), получим:Substituting the numerical values in the formula (3), we obtain:

Figure 00000005
Figure 00000005

Далее спускают в скважину 1 колонну НКТ 3 с пакером 14. В качестве пакера применяют любой известный пакер. Производят посадку пакера 14 в скважине 1, например, на 5 м выше кровли пласта 2, и осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 3.Next, a tubing string 3 with a packer 14 is lowered into the well 1. Any known packer is used as a packer. Packer 14 is planted in well 1, for example, 5 m above the top of formation 2, and the annular space of the tubing string 3 is sealed.

Нижний конец колонны НКТ 3 размещают выше верхней пары перфорационных отверстий 10' и 10'' пласта 2 на расстоянии, например, а=1 м.The lower end of the tubing string 3 is placed above the upper pair of perforations 10 'and 10' 'of the formation 2 at a distance of, for example, a = 1 m.

Расстояние а=1 м позволяет исключить прихват колонны НКТ 3 в случае преждевременного получения резкого скачка давления в процесс крепления трещины 13.The distance a = 1 m makes it possible to eliminate the sticking of the tubing string 3 in the case of prematurely receiving a sharp pressure jump in the process of fixing the crack 13.

Гелированную нефть готовят на устье скважины путем добавления в нефть любого известного загеливающего агента. Например, приготовленного на основе фосфатного эфира в малогорючем растворителе и предназначенного для создания гелированнной нефти с концентрацией 5 л/м3=0,005 м3/м3.Gelled oil is prepared at the wellhead by adding any known gelling agent to the oil. For example, prepared on the basis of phosphate ester in a low-combustible solvent and designed to create gelled oil with a concentration of 5 l / m 3 = 0.005 m 3 / m 3 .

Таким образом, для приготовления гелированной нефти в объеме Vгн=2,45 м3 необходимо загеливающего агента: 2,45 м3 - (2,45 м3 ⋅ 0,005 м3)=2,45 м3 - 0,01225 м3=2,43775 м3.Thus, for the preparation of gelled oil in a volume of Vn = 2.45 m 3 , a gelling agent is necessary: 2.45 m 3 - (2.45 m 3 ⋅ 0.005 m 3 ) = 2.45 m 3 - 0.01225 m 3 = 2,43775 m 3 .

На устье скважины в емкость (на фиг. 1-5 не показана) заливают нефть в объеме 2,43775 м3 и добавляют 0,01225 м3 загеливающего агента и перемешивают. Тогда Vгн=2,43775 м3 + 0,01225 м3=2,45 м3.At the wellhead, oil is poured into a container (not shown in FIGS. 1-5) in a volume of 2.43775 m 3 and 0.01225 m 3 of gelling agent is added and mixed. Then V tr = 2.43775 + 0.01225 m 3 m 3 m 3 = 2.45.

Далее объем гелированной нефти делят на две равные порции:Next, the volume of gelled oil is divided into two equal portions:

Vгн1=Vгн2=Vгн/2=2,45 м3/2=1,225 м3.V = V GN1 rH2 = V H / 2 = 2.45 m 3/2 = 1.225 m 3.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' пласта 2 закачивают первую порцию (половину объема) гелированной нефти Vгн1=1,225 м3 и проводят ГРП с образованием трещины 13.Using pumping units along the discharge line 15 (see Fig. 4) through an open valve 16 into the well 1 through the tubing string 3 through openings 5 'and 5'',6' and 6 '', 7 'and 7'', 8 'and 8'',9' and 9 '', 10 'and 10''of formation 2 pump the first portion (half the volume) of gelled oil V gn1 = 1.225 m 3 and perform hydraulic fracturing with the formation of a crack 13.

Не прерывая закачку, закачивают вторую порцию (вторую половину объема) гелированной нефти Vгн2=1,225 м3 с добавлением объема гранулированного водонабухающего эластомера Vэл=0,6125 м3, т.е. (Vгн2+Vэл)=1,225 м3 + 0,6125 м3=1,8375 м3 для создания водоизолирующего экрана 17 (см. фиг. 4) по всей поверхности трещины 13 из гранулированного водонабухающего эластомера.Without interrupting the injection, the second portion (the second half of the volume) of gelled oil is pumped V gn2 = 1.225 m 3 with the addition of a volume of granular water-swelling elastomer V el = 0.6125 m 3 , i.e. (V gn2 + V el ) = 1.225 m 3 + 0.6125 m 3 = 1.8375 m 3 to create a water insulating screen 17 (see Fig. 4) over the entire surface of the crack 13 from a granular water-swelling elastomer.

В результате создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера повышается эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину попутной и/или подошвенной воды, что исключает обводнение скважины.As a result of creating a water-insulating screen over the entire surface of the fracture from a granular water-swelling elastomer, the efficiency of isolating the fracture from the flow through it into the well of associated and / or bottom water increases, which eliminates flooding of the well.

Далее производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 1200 кг/м3.Next, the crack is fixed by injection of a cross-linked gel carrier fluid with proppant, first, a fine fraction of 20/40 mesh in an amount of 55-60% of the total proppant mass, and then a large fraction of 16/20 mesh in an amount of 40-45% of the total proppant mass with a step an increase in proppant concentration by 100 kg / m 3 , starting from 200 kg / m 3 to 1200 kg / m 3 .

В качестве сшитого геля применяют любой известный состав сшитого геля. Сшитый гель имеет низкие потери давления на трение в трубах и высокую вязкость в пласте, что обеспечивает создание широких, глубоко проникающих трещин с хорошим заполнением расклинивающим материалом. При деструкции не образует осадка, не повреждает пласт и набивку, что способствует образованию высокопроводящей трещины.As a crosslinked gel, any known crosslinked gel composition is used. Crosslinked gel has low friction pressure loss in pipes and high viscosity in the formation, which ensures the creation of wide, deeply penetrating cracks with good filling by proppant material. Upon destruction, it does not form a precipitate, does not damage the formation and packing, which contributes to the formation of a highly conductive crack.

Повышается надежность реализации способа, так как исключается преждевременное выпадение проппанта из жидкости-носителя за счет использования сшитого геля в процессе транспортировки проппанта по колонне НКТ и использования гидромеханического перфоратора, выполняющего прямоугольное отверстие размером 10 на 20 мм, что полностью исключает скачок давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса ГРП и недостижение проектных параметров трещины.The reliability of the implementation of the method is increased, since premature proppant loss from the carrier fluid is eliminated through the use of a crosslinked gel during transportation of the proppant along the tubing string and the use of a hydromechanical perforator that performs a rectangular hole of size 10 by 20 mm, which completely eliminates the pressure jump in the tubing string, emergency stop of the hydraulic fracturing process and failure to achieve design parameters of the fracture.

Общая масса проппанта: M=с⋅hпл=2200 кг/м ⋅ 3,5 м=7700 кг (см. формулу 1).Total proppant mass: M = с⋅h pl = 2200 kg / m ⋅ 3.5 m = 7700 kg (see formula 1).

Таким образом, мелкая фракция 20/40 меш проппанта в количестве 55-60% от общей массы проппанта (М=7700 кг):Thus, the fine fraction of 20/40 proppant mesh in the amount of 55-60% of the total proppant mass (M = 7700 kg):

М20/40=(55-60%)/100% ⋅ 7700 кг=4235-4620 кг. Примем 4400 кг.M 20/40 = (55-60%) / 100% ⋅ 7700 kg = 4235-4620 kg. Take 4400 kg.

Крупная фракции 16/20 меш проппанта в количестве 40-45% от общей массы проппанта (М=7700 кг):Coarse fractions of 16/20 proppant mesh in an amount of 40-45% of the total proppant mass (M = 7700 kg):

M16/20=(40-45%)/100% ⋅ 7700 кг=3080-3465 кг. Примем 3300 кг.M 16/20 = (40-45%) / 100% ⋅ 7700 kg = 3080-3465 kg. Take 3300 kg.

Далее производят крепление трещины 13 со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная с концентрации 200 кг/м3 до 1200 кг/м3, т.е. фракция проппанта 20/40 меш: 200 кг/м3; 300 кг/м3; 400 кг/м3; 500 кг/м3; 600 кг/м3; 700 кг/м3; 800 кг/м3; 900 кг/м3; фракция проппанта 16/20 меш: 1000 кг/м3; 1100 кг/м3; 1200 кг/м3, при этом используют 11 м3 сшитого геля, т.е. по 1 м3 для каждой концентрации проппанта.Next, the crack 13 is fixed with a stepwise increase in the proppant concentration by 100 kg / m 3 , starting from a concentration of 200 kg / m 3 to 1200 kg / m 3 , i.e. proppant fraction 20/40 mesh: 200 kg / m 3 ; 300 kg / m 3 ; 400 kg / m 3 ; 500 kg / m 3 ; 600 kg / m 3 ; 700 kg / m 3 ; 800 kg / m 3 ; 900 kg / m 3 ; proppant fraction 16/20 mesh: 1000 kg / m 3 ; 1100 kg / m 3 ; 1200 kg / m 3 , using 11 m 3 of crosslinked gel, i.e. 1 m 3 for each proppant concentration.

С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5'', 6' и 6'', 7' и 7'', 8' и 8'', 9' и 9'', 10' и 10'' в трещину 13 закачивают жидкость-носитель (сшитый гель) с проппантом 18, начиная с концентрации 200 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 300 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 400 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 500 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 600 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 700 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 800 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 900 кг/м3 (фракция 20/40 меш); 1000 кг/м3 (фракция 16/20 меш); 1100 кг/м3 (фракция 16/20 меш); 1200 кг/м3 (фракция 16/20 меш).Using pumping units along the discharge line 15 (see Fig. 4) through an open valve 16 into the well 1 through the tubing string 3 through openings 5 'and 5'',6' and 6 '', 7 'and 7'', 8 'and 8'',9' and 9 '', 10 'and 10''into the crack 13 pump the carrier fluid (cross-linked gel) with proppant 18, starting from a concentration of 200 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 300 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 400 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 500 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 600 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 700 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 800 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 900 kg / m 3 (fraction 20/40 mesh); 1000 kg / m 3 (fraction 16/20 mesh); 1100 kg / m 3 (fraction 16/20 mesh); 1200 kg / m 3 (fraction 16/20 mesh).

Повышается проводимость трещины 13, поскольку крепление трещины осуществляют на жидкости-носителе (сшитом геле) с постепенным увеличением концентрации и фракции проппанта от мелкой к крупной, что позволяет равномерно заполнить и закрепить проппантом всю трещину, начиная от конца трещины и до интервала перфорации скважины, при этом закачка крупной фракции за мелкой фракцией снижает вынос проппанта из трещины и увеличивает проводимость трещины.The conductivity of the fracture 13 increases, since the crack is fixed on a carrier fluid (cross-linked gel) with a gradual increase in the concentration and fraction of proppant from small to large, which allows the entire fracture to be uniformly filled and fixed with proppant, starting from the end of the fracture and to the interval of perforation of the well, In this case, the injection of a large fraction behind a small fraction reduces the proppant removal from the fracture and increases the conductivity of the fracture.

Таким образом, производят крепление трещины 13 проппантом 18. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины, распакеровывают пакер 14 и извлекают его с колонной НКТ из скважины. Процесс ГРП закончен.Thus, the cracks 13 are fixed with proppant 18. After the cracks are fixed, the pressure is released from the well, the packer 14 is unpacked and removed with the tubing string from the well. The fracturing process is completed.

Сокращается длительность технологического процесса реализации способа, так как одновременно с образованием трещины на ее поверхности образуется экран из гранулированного водонабухающего эластомера 17, после чего производится крепление трещины проппантом, а это исключает многократные циклы закачки порций линейного геля с проппантом, чередующихся с порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl и продавкой 15% водного раствора соляной кислоты.The duration of the technological process of implementing the method is reduced, since at the same time a crack is formed on its surface from a granular water-swelling elastomer 17, after which the crack is fixed with a proppant, and this eliminates multiple cycles of pumping portions of a linear gel with proppant, alternating with portions of a cross-linked gel with the addition of NaCl salts and selling a 15% aqueous hydrochloric acid solution.

Предлагаемый способ ГРП позволяет:The proposed method of hydraulic fracturing allows you to:

- исключить обводнение добывающей скважины через трещину;- exclude flooding of the producing well through the fracture;

- повысить проводимость трещины и надежность реализации способа;- increase the conductivity of the cracks and the reliability of the method;

- снизить затраты, отказавшись от привлечения геофизической партии;- reduce costs by refusing to attract a geophysical party;

- сократить длительность технологического процесса ГРП.- reduce the duration of the hydraulic fracturing process.

Claims (1)

Способ гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, отличающийся тем, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 1200 кг/м3.The method of hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, including perforation in the interval of the wellbore oriented in the direction of the main maximum stress, lowering the tubing string — tubing with a packer into the well, packing the packer, hydraulic fracturing by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with the packer through the interval perforation into the reservoir with the formation and subsequent fastening of the crack with proppant, pressure relief from the well, characterized in that to perform perforation into the well before and after the perforation of each pair of perforations, after the perforation, the tubing string with a perforator is removed from the well, then lowered into the well the tubing string with the packer and the packer is planted in the well; before hydraulic fracturing, the volumes of hydraulic fracturing fluid are successively determined to form a crack, elastomer, First, hydraulic fracturing is carried out in hydraulic fracturing fluid, proppant for fastening the fracture, while gelled oil is used as hydraulic fracturing fluid, the volume of gelled oil is divided into two equal portions, the first half of which is pumped with the first half of the gelled oil and the fracturing is performed, and a second portion is pumped into the second half of the volume of gelled oil with the addition of a granular water-swelling elastomer to create a water-insulating screen over the entire surface of the crack from granular water swellable elastomer, then the crack is fixed by injection of a cross-linked gel carrier fluid with proppant, first a fine fraction of 20/40 mesh in an amount of 55-60% of the total proppant mass, and then a large fraction of 16/20 mesh in an amount of 40-45% of the total proppant mass with a stepwise increase in proppant concentration by 100 kg / m 3 , starting from 200 kg / m 3 to 1200 kg / m 3 .
RU2016104516A 2016-02-10 2016-02-10 Method of hydraulic breakdown of formation RU2613682C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016104516A RU2613682C1 (en) 2016-02-10 2016-02-10 Method of hydraulic breakdown of formation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016104516A RU2613682C1 (en) 2016-02-10 2016-02-10 Method of hydraulic breakdown of formation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2613682C1 true RU2613682C1 (en) 2017-03-21

Family

ID=58452979

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016104516A RU2613682C1 (en) 2016-02-10 2016-02-10 Method of hydraulic breakdown of formation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2613682C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715115C1 (en) * 2019-08-30 2020-02-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method
CN114482962A (en) * 2020-10-27 2022-05-13 中国石油化工股份有限公司 Volume fracturing method for reservoir well section high-density mud drilling and application thereof

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2170818C2 (en) * 1999-08-20 2001-07-20 Сохошко Сергей Константинович Method of hydraulic fracturing of formation
US20110036571A1 (en) * 2007-07-03 2011-02-17 Ivan Vitalievich Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing
RU2528308C1 (en) * 2013-10-14 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil pool development with hydraulic fracturing
RU2539469C1 (en) * 2013-12-16 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2170818C2 (en) * 1999-08-20 2001-07-20 Сохошко Сергей Константинович Method of hydraulic fracturing of formation
US20110036571A1 (en) * 2007-07-03 2011-02-17 Ivan Vitalievich Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing
RU2528308C1 (en) * 2013-10-14 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil pool development with hydraulic fracturing
RU2539469C1 (en) * 2013-12-16 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715115C1 (en) * 2019-08-30 2020-02-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method
CN114482962A (en) * 2020-10-27 2022-05-13 中国石油化工股份有限公司 Volume fracturing method for reservoir well section high-density mud drilling and application thereof

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2566542C1 (en) Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2544343C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
RU2558058C1 (en) Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water
CN105370259A (en) Staged fracturing method of horizontal well
RU2485296C1 (en) Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation
RU2531775C1 (en) Seam hydro frac in well
RU2460875C1 (en) Carbonate formation hydraulic fracturing method
RU2618545C1 (en) Method of hydraulic formation fracturing
RU2495996C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2485306C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2613682C1 (en) Method of hydraulic breakdown of formation
RU2644807C1 (en) Method of hydraulic fracturing of a reservoir
RU2540713C1 (en) Method of oil pool development
RU2550638C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer
RU2509884C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2618544C1 (en) Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
RU2613403C1 (en) Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2569941C2 (en) Bottom water isolation method
RU2286438C1 (en) Casing annulus plugging method
RU2612418C1 (en) Formation hydraulicfracturing
RU2494247C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2612417C1 (en) Formation hydraulicfracturing