RU2622961C1 - Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2622961C1 RU2622961C1 RU2016109159A RU2016109159A RU2622961C1 RU 2622961 C1 RU2622961 C1 RU 2622961C1 RU 2016109159 A RU2016109159 A RU 2016109159A RU 2016109159 A RU2016109159 A RU 2016109159A RU 2622961 C1 RU2622961 C1 RU 2622961C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sand
- packer
- pressure
- hydraulic fracturing
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 claims description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012237 artificial material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти. Технический результат - повышение эффективности защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, а также сокращение трудозатрат и энергозатрат, сокращение времени на вымыв песчаного моста после гидроразрыва пласта - ГРП за счет снижения его объема. По способу определяют место посадки пакера по данным геоинформационных исследований – ГИС. Спускают пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже зоны перфорации и сажают его, устанавливая зумпф не более 10 м. Через посадочное устройство пакера отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ. После проведения ГРП снова спускают НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа. Далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации. Заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП. Между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности. Местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП. 23 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2244815, МПК E21B 43/26, опубл. 20.01.2005), включающий спуск и установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва с определенными темпом, давлением и создание гидроударов, причем перед закачкой жидкости разрыва производят углубленное вторичное вскрытие высокопродуктивной части пласта, устанавливают насосно-компрессорные трубы с хвостовиком и с воронкой в нижней части, закачивают оторочку вязкоупругого состава и проталкивают ее до местоположения создаваемых трещин, затем нагнетают в насосно-компрессорные трубы жидкость разрыва, причем в начальном периоде с увеличенным темпом создание гидроударов производят остановкой потока жидкости разрыва с поверхности, через эту же скважину производят вынос продуктов пласта.
Известен способ проведения селективного гидроразрыва пласта (патент RU №142704 U1, МПК E21B 43/26, опубл. 27.06.2014), в котором компоновка опускается в скважину на колонне НКТ до интервала, намечаемого для ГРП, производится установка пакеров выше и ниже выбранного интервала, и осуществляется опрессовка пакеров, затем проводится ГРП выбранного интервала путем закачки геля с проппантом через окно между пакерами обычным способом, при этом пакеры ограничивают прохождение проппанта вне интервала, непосредственно по завершении операции ГРП сбрасыванием устанавливается вставной струйный насос, с помощью которого на устье скважины нагнетается рабочая жидкость в НКТ или затрубье, под струйным насосом создается депрессия, возникает движение жидкости наверх и производится откачка остатков проппанта и геля из НКТ и интервала проведения ГРП, по окончании процесса очистки пакеры приводятся в транспортное положение, и компоновка может быть извлечена из скважины поднятием НКТ.
Известен способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта (патент RU №2418162, МПК E21B 43/24, опубл. 10.05.2011), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий этапы, на которых: определяют место посадки удаляемого пакера, спускают пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже уровня отбора (зоны перфорации пласта), подлежащего гидроразрыву, и сажают его, устанавливая при этом зумпф высотой 5-10 м (не более 10 м), через технологическую колонну НКТ (посадочное устройство пакера) отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ; после проведения гидроразрыва пласта - ГРП снова спускают колонну НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа.
В известных ранее способах спускается воронка на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), затем производится отсыпка зумпфа скважины песком, отбивка забоя и подъем НКТ. Затем, после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), засыпанный ранее песок вымывается из зумпфа.
Однако недостатком известных способов является большая продолжительность вымыва песчаного моста на скважинах, имеющих зумпф 40 и более метров.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является обеспечение защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, когда размер зумпфа относительно велик.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности защиты эксплуатационной колонны от избыточного давления в интервале зумпфа, а также сокращение трудозатрат и энергозатрат, сокращение времени на вымыв песчаного моста после ГРП за счет снижения его объема.
Заявляемый способ поясняется на чертеже, на котором приведена схема подготовки зумпфа скважины для проведения ГРП, где: а - установка пакера; б - создание трещин; в - закрепление трещин; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - продуктивный пласт; 4 - пакер.
Способ содержит предварительные этапы.
Вначале шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой.
Затем скважину испытывают на приемистость при двух-трех практически установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, что позволяет определить критическое давление раскрытия трещин Рр, выбрать необходимый объем рабочей жидкости, а также решить вопрос о необходимости проведения ГРП с установкой пакера или без него.
На основе этих исследований строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания.
Если график зависимости имеет вогнутую к оси дебитов форму и коэффициент приемистости скважины на максимальном режиме закачки возрастает не менее чем в 2-3 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном режиме закачки, то в пласте трещины раскрылись в пределах допустимых давлений на данную обсадную колонну. Следовательно, на этой скважине можно проводить процесс ГРП без пакера.
В противном случае для защиты обсадных труб от воздействия высоких давлений, возникающих при разрыве пласта и закачке песка в трещины, над интервалом перфорации устанавливают пакер.
Для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.
Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстро соединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.
Способ подготовки зумпфа скважины для проведения ГРП состоит из следующих этапов.
Вместо спуска стандартного оборудования (воронки) на колонне НКТ спускают пакер СТА-118, разбуриваемый на 2,5'' НКТ до заданной глубины. Заданная глубина посадки разбуриваемого (основного) пакера принимается на 10 м ниже подошвы интервала перфорации (зоны перфорации).
По данным геофизических исследований скважин (ГИС) определяют место посадки основного пакера.
ГИС проводятся спуском прибора гамма-каротажа локатора муфт (ГК ЛМ) по колонне НКТ на кабеле. Сажают основной пакер, тем самым устанавливая достаточный зумпф для дальнейшей эксплуатации скважины.
Достаточный зумпф устанавливается не более 10 м.
Далее вместе с основным пакером на колонне НКТ спускают посадочное устройство пакера.
После посадки основного пакера данное устройство отсоединяется от пакера и поднимается на колонне НКТ.
Отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и выполняют спуск компоновки для ГРП с дальнейшим производством предварительного ГРП.
После проведения предварительного ГРП компоновку для ГРП поднимают.
Далее спускают НКТ, из которых подают струю воды, производя вымыв песчаного моста из установленного зумпфа в значительно меньшем объеме, предпочтительно длиной порядка 10 м, чем по сравнению с традиционной технологией (40 и более метров).
Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при их очередном наращивании длина рабочей трубы должна быть от 2 до 3 м больше длины любой наращиваемой трубы.
Далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации.
Заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП.
Между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности.
Местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП.
В результате в скважине устанавливается необходимый зумпф не более 10 м для проведения основного ГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.
При первых признаках нефтегазоводопроявления промывку скважины останавливают, устье загерметизируют, после чего замеряют устьевое давление и производят глушение скважины технологической жидкостью соответствующей плотности.
При промежуточной промывке процесс продолжают до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ от 0,5 т до 1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную емкость не менее полутора объемов скважины; при конечной промывке - два объема.
Удаление песчаных пробок в скважинах с низким пластовым давлением, когда расчетная плотность технологической жидкости меньше или равна 900 кг/м3 (0,9 г/см3), производят: при небольшой мощности пробок (до 10 м) - очисткой желонками на канате или НКТ; при большой мощности пробок (более 10 м) - промывкой по обычной технологии (прямой или обратной) с замером до кровли продуктивного пласта, после чего промывочные трубы поднимают, и продолжают очистку желонками на канате или НКТ.
Новизна заявленного способа заключается в том, что по сравнению с известными способами подготовки зумпфа скважины к проведению ГРП, исключается необходимость вымыва песчаного моста после ГРП в значительно большем объеме.
Этап проведения ГРП заключается в следующем.
В скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3 раза, закачивают жидкость, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин в них вводят крупнозернистый песок или искусственный заменитель песка и снижают давление до забойного. В результате увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта или соединяются посредством этих трещин высокопроницаемые его участки со стволом скважины, вследствие чего продуктивность резко повышается.
Механизм ГРП заключается в том, что при закачке в пласт жидкости, она прежде всего проникает в высокопроницаемые трещиноватые участки пласта и давление в них сильно возрастает. В результате возникают перепады давления между высоко- и низкопроницаемыми участками пласта, а в высокопроницаемых участках раскрываются существующие или образуются новые трещины. Следовательно, для осуществления ГРП необходимо преодолеть напряжение в призабойной зоне продуктивного пласта, создаваемое горным давлением и прочностью самих пород.
Процесс ГРП проводят в три стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта, введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии, закачка продавочной жидкости для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта.
При ГРП для нефтяных скважин используют рабочие жидкости на углеводородной основе: дегазированная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами.
Для сохранения трещин гидроразрыва в открытом состоянии после снятия нагрузки их заполняют крупнозернистым песком, который должен обладать достаточной механической прочностью, чтобы не разрушаться под действием массы вышележащих пород, быть однородным по составу и сохранять высокую проницаемость. Для этого используют кварцевый песок фракций 0,3-1,0 мм или искусственный материал - проппант, который по сравнению с обычным песком имеет более высокую прочность, полностью однородный состав и высокую проницаемость.
Эффективность ГРП зависит от размеров трещин. Чем больше радиус их распространения по простиранию, тем наиболее вероятно соединение ствола скважины с более высокопроницаемыми частями пласта. Протяженность трещин зависит от давления нагнетания и объемов нагнетаемого песка. Радиус трещины может достигать нескольких десятков метров. Для этой цели применяют от 2 до 20 т песка.
В зависимости от вязкости жидкости-песконосителя и скорости закачки (числа насосных агрегатов) концентрация песка при введении его в трещины пласта достигает 100-300 кг на 1 м3 жидкости.
Заявляемый способ также включает дополнительные этапы:
1. Закрывают центральную задвижку на устье и опрессовывают всю систему обвязки оборудования при наличии давления выше в 1,5 раза от ожидаемого.
2. Опробуют скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении.
3. Путем построения индикаторной диаграммы или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте. Одновременно во время опробывания определяют герметичность межтрубного пространства (при работе насосных агрегатов давление в этом пространстве должно оставаться постоянным).
3. Не сбавляя темпа закачки, с применением одного из насосных агрегатов с помощью пескосмесительного агрегата и жидкости-песконосителя из емкости в скважину закачивают заданный объем песка, который поступает из бункера пескосмесительного агрегата через смесительный бачок с помощью вспомогательного агрегата. Концентрацию песка в потоке регулируют с пульта управления пескосмесительного агрегата с учетом подачи всех одновременно работающих агрегатов.
4. После окончания закачки заданного объема песка в скважину, не сбавляя темпа, закачивают продавочную жидкость из емкостей. Объем продавочной жидкости должен быть равен объему НКТ. При закачке излишнего количества продавочной жидкости песок может оттесниться вглубь пласта. Это приведет к тому, что трещины, расположенные в непосредственной близости от стенки скважины, снова сомкнутся и эффективность ГРП снизится до нуля. С целью предупреждения оседания песка на забое и образования песчаной пробки продолжают закачку песка в скважину, не сбавляя темпы.
5. Наблюдают за снижением устьевого давления. При достижении первоначального давления на устье удаляют оставшийся песок, а также восстанавливают циркуляцию в скважине после срыва пакера. Если после ГРП давление не снижается, то прекращают процесс закачки (снижают давление), чтобы введенный в пласт песок вместе с жидкостью при большой скорости не поступал в скважину.
6. Устанавливают арматуру на устье для эксплуатации скважины и пускают ее в работу. При пуске скважины (если скважина планируется под нагнетание) нельзя повышать давление нагнетания выше максимального давления ГРП.
7. Через 10-15 дней после пробной эксплуатации скважины проводят комплекс исследований и сравнивают с данными, полученными перед проведением ГРП.
После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня поршневанием, компрессором.
Давление в НТК при спрессовывании наблюдают в течение 5 мин. Снижение давления допускают не более чем на 0,1 МПа.
Струю воды для вымыва песчаного моста подают с переменной скоростью и/или в виде турбулентного потока.
Предварительно защищают интервалы перфорации засыпкой песчаной пробки и/или закачкой геля «ХИМЕКО-В», или установкой взрыв-пакеров.
В частном примере реализации устанавливают один или более многоразовых дополнительных пакеров ниже основного пакера и интервала перфорации при большом зумпфе и заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью, чтобы компенсировать высокое давление при ГРП.
Например, есть несколько нижележащих невскрытых пластов для будущей разработки, а ГРП надо провести в верхнем пласте, и от него до забоя 350 м. В этом случае ставят основной пакер на 10 м ниже перфорации, первый дополнительный пакер - на 60 м ниже основного, а второй дополнительный пакер - на 120 м ниже первого дополнительного. Между вторым и третьим дополнительными пакерами заливают технологическую жидкость. Между основным и первым дополнительным пакерами заливают технологическую жидкость с большей плотностью. На основной пакер сверху отсыпают песок. Далее проводят ГРП, затем - вымыв струей воды песчаного моста из всех установленных зумпфов. При этом местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления, вызванного ГРП, что обеспечивает дополнительное повышение защиты эксплуатационной колонны за счет корректного распределения давления.
Claims (32)
1. Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта - ГРП, включающий этапы, на которых:
- определяют место посадки разбуриваемого пакера по данным геоинформационных исследований - ГИС;
- спускают основной пакер на насосно-компрессорных трубах - НКТ ниже зоны перфорации пласта, подлежащего гидроразрыву, и сажают его, устанавливая при этом зумпф не более 10 м;
- через посадочное устройство основного пакера отсыпают песчаный мост в установленный зумпф и поднимают НКТ;
- после проведения ГРП снова спускают НКТ, производя при этом вымыв струей воды песчаного моста из установленного зумпфа;
- далее устанавливают дополнительные пакеры ниже основного пакера и интервала перфорации;
- заливают полученные межпакерные пространства технологической жидкостью для компенсации давления ГРП;
- между основным и первым дополнительным пакерами технологическую жидкость выбирают большей плотности;
- а местоположение дополнительных пакеров и плотность технологической жидкости выбирают с учетом градиента давления ГРП.
2. Способ по п. 1, в котором при отсыпке песчаного моста устанавливают башмак НКТ на 30-35 м выше глубины песчаного моста.
3. Способ по п. 1, в котором струю воды для вымыва песчаного моста подают с переменной скоростью и/или в виде турбулентного потока.
4. Способ по п. 1, в котором ГИС проводят с помощью прибора гамма-каротажа локатора муфт, спускаемого по колонне НКТ на кабеле.
5. Способ по п. 1, в котором после посадки пакера посадочное устройство отсоединяют и поднимают на поверхность.
6. Способ по п. 1, в котором скорость спуска и подъема пакера в скважине не превышает 0,25 м/с.
7. Способ по п. 1, в котором песок закачивают в скважину с помощью насосных агрегатов, пескосмесительного агрегата и жидкости-песконосителя.
8. Способ по п. 1, в котором в качестве песка используют кварцевый песок фракций 0,3-1,0 мм или искусственный заменитель песка, в качестве которого используют проппант с концентрацией 500 мг/дм3.
9. Способ по п. 1, в котором закачивают от 2 до 20 т песка.
10. Способ по п. 1, в котором при проведении ГРП в скважину под давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3 раза, не сбавляя скорости закачки, закачивают продавочную жидкость объемом, равным объему НКТ, для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта, после чего снижают давление до забойного.
11. Способ по п. 10, в котором в качестве продавочной жидкости используют жидкость на углеводородной основе: дегазированную нефть, загущенную нефть, мазут или его смесь с нефтью, керосин или дизельное топливо, загущенное реагентами.
12. Способ по п. 1, в котором для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.
13. Способ по п. 1, в котором устье скважины оборудуют головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстро соединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.
14. Способ по п. 1, в котором предварительно при наличии давления выше в 1,5 раза от ожидаемого опрессовывают всю систему обвязки оборудования.
15. Способ по п. 14, в котором снижение давления при опрессовывании допускают не более чем на 0,1 МПа.
16. Способ по п. 1, в котором предварительно шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой.
17. Способ по п. 1, в котором предварительно испытывают скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении.
18. Способ по п. 1, в котором предварительно испытывают скважину на приемистость при двух или трех установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, на основе чего определяют критическое давление раскрытия трещин и выбирают необходимый объем рабочей жидкости.
19. Способ по п. 18, в котором строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания.
20. Способ по п. 19, в котором на основе графика зависимости или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте и определяют герметичность межтрубного пространства.
21. Способ по п. 1, в котором после закачки продавочной жидкости наблюдают за снижением устьевого давления и при достижении первоначального давления на устье удаляют оставшийся песок и восстанавливают циркуляцию в скважине после срыва пакера.
22. Способ по п. 1, в котором для проведения ГРП производят спуск компоновки, которую затем поднимают до начала нового спуска НКТ.
23. Способ по п. 1, в котором предварительно защищают интервалы перфорации засыпкой песчаной пробки, и/или закачкой геля «ХИМЕКО-В», или установкой взрыв-пакеров.
24. Способ по п. 1, в котором засыпают песок с перекрытием интервалов перфорации не более 10 м в нагнетательных скважинах и в добывающих скважинах.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016109159A RU2622961C1 (ru) | 2016-03-14 | 2016-03-14 | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016109159A RU2622961C1 (ru) | 2016-03-14 | 2016-03-14 | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2622961C1 true RU2622961C1 (ru) | 2017-06-21 |
Family
ID=59241346
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016109159A RU2622961C1 (ru) | 2016-03-14 | 2016-03-14 | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2622961C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2021125998A1 (en) * | 2019-12-19 | 2021-06-24 | Schlumberger Canada Limited | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5429191A (en) * | 1994-03-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | High-pressure well fracturing method using expansible fluid |
| RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
| RU2418162C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти |
| RU2485296C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
| RU2532501C1 (ru) * | 2013-08-07 | 2014-11-10 | Олег Сергеевич Николаев | Пакер многофункциональный |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
-
2016
- 2016-03-14 RU RU2016109159A patent/RU2622961C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5429191A (en) * | 1994-03-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | High-pressure well fracturing method using expansible fluid |
| RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
| RU2418162C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти |
| RU2485296C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU142704U1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Пассербай Инк | Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта (варианты) |
| RU2532501C1 (ru) * | 2013-08-07 | 2014-11-10 | Олег Сергеевич Николаев | Пакер многофункциональный |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2021125998A1 (en) * | 2019-12-19 | 2021-06-24 | Schlumberger Canada Limited | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region |
| US11753919B2 (en) | 2019-12-19 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460876C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| CN102787833B (zh) | 一种基岩水井水力压裂增水的方法及其系统装置 | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
| CN104564001A (zh) | 水平井多簇压裂的方法及实施该方法的多簇射孔压裂管柱 | |
| US2964109A (en) | Method of eliminating water resistant coating from bore of injection wells | |
| RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| CN107461182A (zh) | 分层压裂防砂方法 | |
| CN106437681B (zh) | 用于油井套管的应力测试方法 | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2007118892A (ru) | Способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CN103470233A (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
| CN115704298A (zh) | 井下脉动水力压裂组合工具及压裂工艺方法 | |
| RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| RU2538009C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта |