RU2639345C2 - Способ синхронизации импульсов при гетерогенном размещении для гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ синхронизации импульсов при гетерогенном размещении для гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2639345C2 RU2639345C2 RU2015150727A RU2015150727A RU2639345C2 RU 2639345 C2 RU2639345 C2 RU 2639345C2 RU 2015150727 A RU2015150727 A RU 2015150727A RU 2015150727 A RU2015150727 A RU 2015150727A RU 2639345 C2 RU2639345 C2 RU 2639345C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- pumps
- pulses
- hydraulic fracturing
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000003339 best practice Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002688 persistence Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06G—ANALOGUE COMPUTERS
- G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
- G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта за счет поддержания неоднородности текучей среды с проппантом в процессе ее закачки в трещины продуктивного пласта. Способ включает использование смесителя для доставки проппанта в пульсирующем режиме с целью формирования импульсов проппанта. Импульсы проппанта смешиваются с текучей средой для получения суспензии проппанта, содержащей импульсы проппанта, разделяемые между собой другой текучей средой. Суспензия проппанта делится между множеством насосов, осуществляющих закачку суспензии в скважину. Для поддержания неоднородности регулируют скорости насосов по отдельности с целью управления дисперсией импульсов проппанта в нисходящем потоке насосов и фактически поддержанием разрозненности импульсов проппанта в суспензии. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
[0001] Для данной заявки испрашивается приоритет в качестве обычной заявки на патент США в рамках Договора о патентной кооперации с номером 14/287,526, зарегистрированной 27 мая 2014, и предварительной заявки на патент США с номером 61/827,866, зарегистрированной 28 мая 2013 года, из которых обе имеют одинаковое название и включены в данный документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Гидравлический разрыв пласта повышает продуктивность скважины за счет создания проточных каналов с высокой проницаемостью, проходящих через продуктивный пласт к стволу скважины. Гидравлический разрыв пласта включает в себя закачку вовнутрь ствола скважины разрывающей текучей среды, например суспензии разрыва, проникающей в подземную формацию. Разрывающая текучая среда направляется под давлением на пласт формации, пока не происходит раскалывание и разлом пласта. Далее в разлом вводят проппант с целью предотвратить обрушение разлома и улучшить прохождение жидкого вещества (например, нефти, газа или воды) через продуктивный пласт в ствол скважины.
[0003] Во многих операциях разрыва проппант доставляют и смешивают с беспримесной несущей текучей средой для получения текучей среды с проппантом или суспензии проппанта. Далее эту суспензию закачивают с помощью серии насосов в общую систему труб или коллектор для гидравлического разрыва (“missile”) и доставляют к устью скважины для нагнетания вниз по скважине под давлением. Неоднородность проппанта в текучей среде с проппантом может быть полезна для повышения проводимости разломов после нагнетания проппанта внутрь разломов. Однако использование множества насосов и особенности конструкции системы гидравлического разрыва в целом могут привести к эффективному перемешиванию проппанта с беспримесной текучей средой и получению фактически однородной суспензии проппанта.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Предлагается способ, облегчающий операцию гидравлического разрыва пласта за счет обеспечения неоднородности текучей среды с проппантом во время ее нагнетания в трещины, проходящие через продуктивный пласт. Способ включает в себя использование смесителя для доставки проппанта в пульсирующем режиме с целью формирования импульсов, или скоплений, проппанта. Импульсы, или скопления, проппанта смешиваются с текучей средой для получения суспензии проппанта, содержащей импульсы проппанта, разделяемые между собой другой текучей средой, имеющей более низкую концентрацию проппанта. Далее суспензия проппанта делится между множеством насосов, осуществляющих закачку суспензии в скважину. Для поддержания неоднородности регулируют скорости насосов по отдельности с целью управлять дисперсией импульсов проппанта в нисходящем потоке насосов и фактически сохранять разрозненные импульсы проппанта и тем самым обеспечивать неоднородность суспензии проппанта. Возможно также выполнение широкого разнообразия других регулировок системы, повышающих способность системы гидравлического разрыва в целом к сохранению разрозненных импульсов, или скопления, концентрированного проппанта.
[0005] Однако возможно множество модификаций без сущностного отступления от идей раскрываемого здесь изобретения. Соответственно такие модификации подразумеваются входящими в объем раскрываемого здесь изобретения, определяемый формулой изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0006] Далее описываются отдельные варианты реализации раскрываемого здесь изобретения со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых одинаковые ссылочные номера обозначают одни и те же элементы. Однако следует отметить, что сопроводительные чертежи иллюстрируют различные описываемые здесь варианты реализации и не подразумевают ограничение области применения различных описываемых здесь технологий.
[0007] Фиг. 1 представляет собой графическое изображение технологического режима насоса для закачки суспензии, содержащей импульсы проппанта, получаемого от смесителя, в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0008] На фиг. 2 схематически показана система гидравлического разрыва пласта, развернутая на буровой площадке в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0009] Фиг. 3 представляет собой графическое изображение суспензии проппанта, содержащей импульсы проппанта, переносимые через множество насосов согласно варианту реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0010] На фиг. 4 графически представлены концентрации проппанта, измеряемые посредством денситометров в нисходящем потоке насосов в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0011] На фиг. 5 графически представлена дисперсия импульсов проппанта перед регулировкой скорости насоса в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0012] Фиг. 6 представляет собой графическую иллюстрацию, также демонстрирующую дисперсию импульсов проппанта в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0013] На фиг. 7 графически изображена дисперсия импульсов проппанта после индивидуальной регулировки скоростей насосов с целью поддержания неоднородности суспензии проппанта в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0014] На фиг. 8 показан графический интерфейс пользователя, который может быть использован во взаимодействии с системой управления на основе процессора для регулировки параметров системы гидравлического разрыва пласта в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
[0014] Фиг. 9 является другим изображением графического интерфейса пользователя, который может быть использован во взаимодействии с системой управления на основе процессора для регулировки скоростей закачки в соответствии с вариантом реализации раскрываемого здесь изобретения.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] В последующем описании приводятся многочисленные особенности, обеспечивающие понимание некоторых вариантов реализации раскрываемого здесь изобретения. Однако специалистам со средним уровнем знаний в данной области будет понятно, что раскрываемая система и/или методика может быть реализована на практике без этих деталей и при этом возможны многочисленные видоизменения или отклонения от описанных здесь вариантов реализации.
[0017] Раскрываемое здесь изобретение в целом относится к методике, облегчающей операцию гидравлического разрыва пласта за счет обеспечения неоднородности текучей среды с проппантом во время ее нагнетания в трещины, проходящие через продуктивный пласт. Для доставки проппанта в пульсирующем режиме с целью формирования импульсов, или скоплений, проппанта может быть использован смеситель. В данном примере проппант смешивается с текучей средой, не содержащей проппанта, и доставляется в систему трубопроводов для гидравлического разрыва (“missile manifold”) в виде суспензии проппанта. Далее суспензия проппанта делится между множеством насосов, осуществляющих закачку порций проппанта в скважину. После прохождения через множество насосов порции суспензии проппанта заново объединяются в единую смесь, которая может быть доставлена к устью скважины. Для поддержания неоднородности регулируют скорости насосов по отдельности с целью управлять дисперсией импульсов проппанта в нисходящем потоке насосов и фактически сохранять разрозненные импульсы проппанта и тем самым обеспечивать неоднородность суспензии проппанта. Возможны также другие регулировки системы с целью повышения способности всей системы гидравлического разрыва пласта к сохранению разрозненных импульсов, или скоплений, концентрированного проппанта после прохождения порций импульсов проппанта через насосы и их повторного объединения.
[0018] На фиг. 1 представлен график и изображены импульсы проппанта, доставляемые от смесителя к насосам. В варианте применения с гетерогенным размещением проппанта смеситель может быть рассчитан на выдачу проппанта (например, песка) в пульсирующем режиме. Импульсы проппанта объединяются с импульсами текучей среды с пониженным содержанием проппанта таким образом, что формируются импульсы 20 текучей среды с относительно низкой концентрацией проппанта, за которыми следуют импульсы 22 с относительно высокой концентрацией проппанта, как показано на фиг. 1.
[0019] На фиг. 2 изображен пример системы 24 гидравлического разрыва пласта, развернутой на буровой площадке 26. Следует заметить, что система 24 гидравлического разрыва пласта может содержать другие и/или дополнительные компоненты в широком разнообразии в зависимости от обстоятельств, включая специфику формации и техническое выполнение заданной операции гидравлического разрыва пласта. В показанном примере система 24 гидравлического разрыва пласта содержит смеситель 28, перемешивающий проппант и текучую среду (например, беспримесную текучую среду) для получения разрывающей текучей среды или суспензии для подачи в систему трубопроводов 30 коллектора 32 для гидравлического разрыва (“missile”). Как указано выше, смеситель 28 может быть рассчитан на выдачу проппанта в пульсирующем режиме с целью формирования импульсов проппанта, разделяемых между собой импульсами беспримесной текучей среды, имеющей пониженную концентрацию проппанта, что графически изображено на фиг. 1.
[0020] Как только импульс проппанта попадает в систему 30 трубопроводов для гидравлического разрыва, импульс делится между множеством насосов 34. Множество насосов 34 подразделяется на левосторонние насосы и правосторонние насосы, и порции импульсов, или скоплений, проппанта 22 проходят через множество насосов 34. Вследствие многообразия факторов, определяющих работу системы гидравлического разрыва пласта, порции импульсов 22 проппанта могут выходить из системы 30 трубопроводов в разное время, что способствует смешиванию импульсов 22 проппанта с импульсами 20 беспримесной текучей среды. Например, вследствие разницы диаметров всасывающей и выпускной линий системы 30 трубопроводов, различий между способами монтажа насосов 34 на буровой площадке, разницы между скоростями работы насосов и других различий между компонентами порции одного и того же импульса 22 проппанта могут выходить из системы трубопроводов в разное время, пока не выполняется манипулирование, подробно описываемое ниже. То есть начальный импульс, или скопление, концентрированного проппанта не воссоздается в устье скважины 36, и вместо одиночного импульса проппанта с высокой степенью концентрации получаются дисперсные импульсы. Нагнетание данной суспензии проппанта с повышенной степенью дисперсии вовнутрь разломов продуктивного пласта приводит к образованию более узких каналов, нежели при нагнетании более неоднородной суспензии проппанта.
[0021] В противоположность описанному выше диспергированию в настоящей конструкции манипулирование параметрами системы 24 гидравлического разрыва пласта с целью поддержания неоднородности осуществляется путем направленной передачи порций импульсов 22 проппанта через различные насосы с обеспечением их встречи между собой в нисходящем направлении (например, в устье скважины 36) в одно и то же время. В одном варианте реализации можно управлять скоростью работы насосов в оборудовании под высоким давлением (например, насосов 34) с целью вызвать прохождение импульсов 22 проппанта через различные насосы 34 таким образом, что порции импульсов проппанта заново объединяются между собой вниз по потоку от системы 30 трубопроводов в одно и то же время. Для регулировки скорости работы насосов 34 с целью получить неоднородную суспензию проппанта в устье скважины 36 можно использовать различные схемы управления. Например, для определения требуемого манипулирования скоростями работы насосов могут быть использованы различные программы составления динамических электронных таблиц, компьютерные программы на языке Си, вычисления с помощью процессоров и/или другие вычисления с использованием уравнений механики жидкостей и газов. В варианте реализации выполняют расчет скорости работы насоса для каждого из насосов 34 с последующим манипулированием этими скоростями насосов с целью минимизировать дисперсию импульсов 22 проппанта по мере выпуска разрывающей текучей среды из системы 30 трубопроводов и перемещения в устье скважины 36 после прохождения по различным каналам под высоким и низким давлением.
[0022] Описываемые здесь варианты реализации включают в себя процесс регулировки скорости насоса в оборудовании на поверхности буровой площадки таки образом, что импульсы проппанта 22 поступают в устье скважины 36 одновременно или почти одновременно. При этом снижается дисперсия импульсов и повышается эффективность обработки при гидравлическом разрыве пласта. Регулировку скоростей работы насосов можно оценивать и выбирать в соответствии с требуемыми параметрами управления, основывающимися, например, на выходных данных динамических электронных таблиц, на исполняемых компьютерных программах, на результатах других расчетов с помощью процессора и/или вычислений других типов, для определения потока частиц и соответственно потока порций импульсов 22 проппанта через каждый из насосов 34 перед попаданием в устье скважины 36. Скорости работы насосов можно регулировать автоматически с помощью управляющей системы на основе ЭВМ и/или путем ввода данных оператором по эксплуатации.
[0023] В варианте реализации, показанном на фиг. 2, система 24 гидравлического разрыва пласта содержит шесть насосов 34 и один коллектор 32 для гидравлического разрыва, установленный в трейлере 38 для гидравлического разрыва (“missile trailer”). Насосы 34 также могут быть установлены на грузовом автомобиле и/или в трейлере. В зависимости от варианта применения может быть использовано другое количество насосов 34, коллекторов 32 и/или смесителей 28. Суспензия выпускается из коллектора 32 в линии высокого давления 40, например две линии высокого давления 40, состоящие из левой линии высокого давления и правой линии высокого давления, как показано в примере на фиг. 2. Для мониторинга потока проппанта по линиям высокого давления 40 можно использовать денситометр нисходящего потока или множество денситометров 42 нисходящего потока на позиции перед доставкой суспензии в устье скважины 36. Линии высокого давления 40 соединяют между собой коллектор 32 и устье скважины 36.
[0024] Графики на фиг. 3 и 4 иллюстрируют предотвращение дисперсии и сохранение неоднородных импульсов 22 проппанта при использовании как регулировки скоростей насосов, так и определения режима оптимальных практических методик для сохранения повышенной степени неоднородности даже без оптимизации скоростей насосов. Например, на фиг. 3 концентрация проппанта в импульсах 22 проппанта изображена на входе коллектора 32 в виде первой графической линии 44, а на выходе коллектора 32 в виде второй графической линии 46, основывающихся на данных от денситометров 42. В данном примере скорости насосов изменяются от предварительно заданных оптимизированных значений (см. верхние графики) до менее оптимизированных значений (см. нижние графики). Дополнительно левая часть и правая часть системы 24 гидравлического разрыва пласта отображается левосторонними и правосторонними графиками (соответственно). Правая сторона системы 24 гидравлического разрыва пласта содержит различные оптимизированные компоненты другого типа, как подробно описывается ниже.
[0025] Как показано на верхнем левом участке графика, форма импульса проппанта была воссоздана на выходе коллектора 32, чтобы получить фактически воссоединенные или реконструированные импульсы проппанта, отображаемые графической линией 46. Однако, если скорости насосов не оптимизированы, неоднородность импульсов проппанта может быть снижена на выходе коллектора 32, как показано в левой нижней части графика. При этом, если другие параметры системы 24 гидравлического разрыва пласта оптимизированы, степень дисперсии импульсов 22 проппанта может быть понижена даже при замене оптимизированных скоростей насоса менее оптимизированными, что отображается на переходе между верхней правой частью графика и нижней правой частью графика. Как видно из данного примера, импульсы или скопления проппанта в левой стороне деградируют в большей степени, когда осуществляется переход (по меньшей мере, однократный) от правильных (оптимизированных) скоростей к менее оптимизированным скоростям при отсутствии оптимизации других параметров системы. Данный результат подтверждается графиками на фиг. 4, показывающими, что скопления/импульсы проппанта в левой стороне имеют пониженную степень неоднородности, а скопления/импульсы проппанта в правой стороне сохраняют существенную степень неоднородности. Следовательно, можно совместно использовать выбор правильного распределения скоростей между множеством насосов 34 и оценку других параметров системы в качестве инструментов, облегчающих воссоздание импульсов 22 проппанта после прохождения через насосы 34 и коллектор 32.
[0026] Если скорости насосов 34 не отрегулированы для предотвращения дисперсии, может происходить фактическое перемешивание проппанта и беспримесной текучей среды, как графически показано на фиг. 5 и 6. В данном примере проигнорирована оптимальная практическая методика, и скорости насосов не оптимизированы вслед за изменениями в обстоятельствах операции обработки. Первоначально импульсы, или скопления, проппанта имели неоднородную структуру и разделялись между собой беспримесной текучей средой с пониженной концентрацией проппанта, как показано графическими линиями 48, 50 и 52 в левой части графика на фиг. 5. Однако к концу выполнения этого задания по гидравлическому разрыву пласта импульсы, проходящие по различным подающим линиям, попадают в устье скважины с нарушением синхронизации (см. графические линии 48 и 50 в правой части фиг. 5). В данном сценарии перемешиваются все импульсы 22 и получается фактически однородная разрывающая текучая среда (см. графическую линию 52). По мере увеличения объема оборудования на поверхности (количества линий, насосов, шлангов и т.д.) вероятность возникновения данной проблемы повышается, и более трудным становится управление без регулировок скоростей насосов и/или без использования оптимальных практических методик при проектировании системы 24 гидравлического разрыва пласта.
[0027] Фиг. 6 иллюстрирует высокоскоростной графический метод для количественной оценки дисперсии, вызываемой отсутствием синхронизации. По оси “x” откладываем концентрацию песка/проппанта в определенный момент времени, зарегистрированную денситометром 42, установленным в одной из выпускных линий 40 указанной системы трубопроводов. По оси “y” откладываем концентрацию песка, зарегистрированную в этот же момент денситометром 42, установленным в другой линии 40. В данном примере R2=1,0 отображает требуемую синхронизацию импульсов, а R2=0,0 отображает наихудший из теоретически возможных сценариев.
Для стадии, иллюстрируемой фиг. 5 и 6, было получено значение R2=0,27. Однако фиг. 7 иллюстрирует другую стадию, на которой описанные здесь оптимальные практические методики были использованы для регулировки скоростей насосов с целью оптимизации воссоздания и сохранения импульсов 22 проппанта на стороне нисходящего потока коллектора 32. В данном последнем по счету примере синхронизация импульсов, поступающих в устье скважины 36, была установлена со значением R2=0,9449. Варианты реализации настоящей методики для сохранения неоднородной суспензии проппанта рассчитаны на получение значения R2>0,90 в большинстве случаев. Методика регулировки скорости была протестирована несколько раз с получением достоверных результатов. Дополнительно оптимальные практические методики могут включать в себя также оптимизацию в целом конструкции и конфигурации системы 24 гидравлического разрыва пласта, чтобы еще более способствовать сохранению неоднородности даже при неполной оптимизации скоростей насосов.
[0028] Для регулировки скоростей насосов, а также для совершенствования конструкции/конфигурации системы гидравлического разрыва пласта можно использовать, например, систему 54 на основе процессора, содержащую графический интерфейс пользователя 56. Как показано на фиг. 8, графический интерфейс пользователя 56 может быть использован для ввода разнообразных параметров 58 в систему 54 на основе процессора для обработки и оценки структуры системы 24 гидравлического разрыва пласта. Система 54 на основе процессора может быть использована для автоматического управления или для выдачи рекомендаций в отношении регулировок и/или изменений, касающихся компонентов системы и эксплуатационных параметров. Например, система 54 на основе процессора может использовать компьютерную программу на языке Си для определения практических методик, оптимально подходящих для заданной операции гидравлического разрыва пласта. Однако для облегчения определения оптимальных практических методик для конкретной операции гидравлического разрыва пласта может быть использовано множество других компьютерных языков, моделей, алгоритмов, программ и других отличительных признаков. Система 54 на основе процессора также может быть запрограммирована на автоматическую регулировку скоростей индивидуальных насосов 34 в ответ на конкретные входные данные, например данные получаемые от денситометров 42.
[0029] Графический интерфейс пользователя 56 может быть использован также для ввода и вывода множества значений скорости 60 насоса, как показано на фиг. 9. Например, графический интерфейс пользователя 56 может предоставить оператору возможность ввода различных значений скорости насоса, а система 54 на основе процессора может быть запрограммирована на анализ этих скоростей и на определение оптимизированных скоростей и/или на регулировку скоростей в текущем режиме при выполнении операции гидравлического разрыва пласта с тем, чтобы сохранить неоднородность импульсов 22 проппанта на устье скважины 36. Графический интерфейс пользователя 56 может быть использован также для вывода различных данных о скорости насоса, получаемых от денситометров 42, и других данных, относящихся к операции гидравлического разрыва пласта.
[0030] Конкретная процедура для упрощения заданной операции гидравлического разрыва пласта может включать в себя разнообразные другие и/или дополнительные процедурные шаги. В некоторых вариантах применения процесс для упрощения гидравлического разрыва пласта включает в себя предварительное определение разнообразных параметров системы в дополнение к регулировке скоростей насосов, чтобы поддерживать синхронизацию импульсов/скоплений проппанта до и после прохождения через коллектор 32. Например, процедура может включать в себя начальное определение типов систем труб или шлангов низкого давления для использования в системе 24 гидравлического разрыва пласта, включая определение количества, длины и/или расположения этих труб и шлангов. Аналогично процедура может включать в себя определение количества, длины и/или расположения системы труб высокого давления, включая, например, линии 40 высокого давления.
[0031] Дополнительно процедура для уменьшения дисперсии проппанта может включать в себя определение количества насосов 34 и типа насосов, например трехплунжерного насоса на напорном конце или пятиплунжерного насоса на напорном конце. Аналогично тип смесителя или смесителей 28 может быть определен попутно с определением количества и типа коллекторов 32. Система 54 на основе процессора может быть использована также для оказания помощи в определении конфигурации для монтажа на буровой площадке насосов 34, коллекторов 32 и смесителей 28. В некоторых вариантах применения определяется целесообразность ввода ограничений по максимуму и минимуму скорости насоса для насосов 34. Дополнительно определяется полная скорость закачки для задания по гидравлическому разрыву пласта. В этом случае система 54 на основе процессора или другая подходящая система может быть использована для обработки различных параметров системы и параметров насоса с целью определить начальную требуемую скорость закачки для каждого из насосов 34.
[0032] Например, система 54 на основе процессора может быть запрограммирована на выполнение повторяющегося процесса для определения количества времени, затрачиваемого частицей на выход из смесителя 28, прохождение через сторону низкого давления, через конкретный насос 34 и дальнейшее протекание в устье скважины 36. Данное вычисление выполняется для каждого насоса 34 при заданных значениях длины системы труб/шлангов низкого давления, длины линий высокого давления 40 и скорости закачки для заданного конкретного насоса 34. Далее скорость закачки для каждого насоса 34 можно отрегулировать таким образом, что время, затрачиваемое частицей на прохождение к устью скважины 36, является одинаковым для каждого из насосов 34. В иных случаях применения система 54 на основе процессора может быть запрограммирована на регулировку скорости насоса на основе предварительно определяемых уравнений. Например, в систему 54 на основе процессора может быть заложено множество наборов уравнений движения потоков, которые можно использовать для каждого из насосов 34, и эти уравнения можно решать при заданных ограничениях на минимум и максимум скорости каждого из насосов 34. Решения можно использовать для регулировки скорости закачки для каждого из насосов 34 с целью обеспечить скорости насосов, совпадающие или почти совпадающие со скоростями насосов, рекомендуемыми по результатам решения уравнений.
[0033] В данном примере денситометры 42 можно использовать для обеспечения надлежащей неоднородности концентраций проппанта. Иными словами, денситометры 42 могут быть использованы для обеспечения доставки проппанта в коллектор 32 с концентрацией, фактически совпадающей с концентрацией проппанта в устье скважины 36. Такое совпадение указывает на сохранение целостности импульса 22 проппанта.
[0034] Как описано выше, система 24 гидравлического разрыва пласта может содержать различные насосы 34 и другие компоненты системы в зависимости от специфики заданной операции гидравлического разрыва пласта. Конструкция этих компонентов и конфигурация всей системы 24 гидравлического разрыва пласта в целом могут влиять на сохранение неоднородности разрывающей текучей среды. Во многих случаях применения импульсы проппанта и соответственно неоднородность разрывающей текучей среды могут быть сохранены или оптимизированы путем регулировки скоростей насосов. Однако дополнительные усовершенствования могут быть обеспечены путем подстройки компонентов и правильного размещения компонентов во всей системе 24 гидравлического разрыва пласта. Регулировки скоростей закачки можно вычислять с помощью различных ручных и автоматических способов. Например, система 54 на основе процессора может быть использована для обработки данных согласно требуемому программированию и/или уравнениям таким образом, что скорости закачки множества насосов 34 уравновешиваются так, чтобы сохранить импульсы проппанта в устье скважины, облегчая тем самым операцию гидравлического разрыва пласта.
[0035] Несмотря на то что выше подробно описано несколько вариантов изобретения, специалисты со средним уровнем знаний в данной области легко поймут, что возможны многие модификации без сущностного отступления от идей раскрываемого здесь изобретения. Соответственно такие модификации подразумеваются входящими в объем раскрываемого здесь изобретения, определяемый формулой изобретения.
Claims (20)
1. Способ упрощения операции гидравлического разрыва пласта, в котором:
доставляют проппант от смесителя в пульсирующем режиме для получения импульсов проппанта;
смешивают проппант с текучей средой для получения суспензии, содержащей импульсы проппанта, разделяемые между собой второй текучей средой, имеющей пониженную концентрацию проппанта;
разделяют суспензию между множеством насосов;
приводят в действие насосы для закачки суспензии в скважину; и
регулируют скорости насосов по отдельности для управления дисперсией импульсов проппанта вниз по потоку от насосов.
2. Способ по п. 1, в котором регулировка содержит регулировку скоростей насосов для минимизации дисперсии импульсов проппанта в суспензии.
3. Способ по п. 1, в котором регулировка содержит регулировку скоростей насосов для формирования импульсов проппанта в устье скважины после прохождения различными порциями суспензии через насосы.
4. Способ по п. 3, в котором дополнительно осуществляют мониторинг суспензии, перемещающейся к устью скважины с помощью, по меньшей мере, одного денситометра.
5. Способ по п. 1, в котором регулировка содержит использование системы на основе процессора для выполнения повторяющегося процесса для определения времени прохождения частицы через каждый насос.
6. Способ по п. 1, в котором регулировка содержит использование системы на основе процессора для решения уравнений, используемых для оценки потока через каждый из насосов.
7. Способ по п. 1, в котором дополнительно регулируют параметры дополнительного оборудования для облегчения доставки импульсов проппанта в скважину.
8. Способ упрощения операции гидравлического разрыва пласта, в котором:
осуществляют сборку системы для гидравлического разрыва пласта со смесителем, множеством насосов и коллектором для гидравлического разрыва на буровой площадке согласно заранее заданной конструкции;
приводят в действие смеситель для доставки проппанта в виде импульсов проппанта;
осуществляют доставку импульсов проппанта к множеству насосов посредством второй текучей среды; и
манипулируют работой множества насосов для предотвращения однородного перемешивания импульсов проппанта со второй текучей среды по мере того, как импульсы проппанта и вторая текучая среда доставляются через коллектор для гидравлического разрыва к устью скважины.
9. Способ по п. 8, в котором дополнительно комбинируют проппант во второй текучей среде в смесителе.
10. Способ по п. 8, в котором дополнительно используют множество денситометров поблизости от устья скважины для мониторинга импульсов проппанта.
11. Способ по п. 8, в котором манипулирование содержит управление насосами с помощью контролера на основе процессора.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361827866P | 2013-05-28 | 2013-05-28 | |
| US61/827,866 | 2013-05-28 | ||
| US14/287,526 US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2014-05-27 | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
| US14/287,526 | 2014-05-27 | ||
| PCT/US2014/039697 WO2014193906A1 (en) | 2013-05-28 | 2014-05-28 | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015150727A RU2015150727A (ru) | 2017-07-04 |
| RU2639345C2 true RU2639345C2 (ru) | 2017-12-21 |
Family
ID=51983815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015150727A RU2639345C2 (ru) | 2013-05-28 | 2014-05-28 | Способ синхронизации импульсов при гетерогенном размещении для гидравлического разрыва пласта |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9896923B2 (ru) |
| CN (1) | CN105579665B (ru) |
| AU (1) | AU2014274295A1 (ru) |
| CA (1) | CA2910730C (ru) |
| MX (1) | MX367583B (ru) |
| RU (1) | RU2639345C2 (ru) |
| SA (1) | SA515370201B1 (ru) |
| WO (1) | WO2014193906A1 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA3038512A1 (en) * | 2016-10-27 | 2018-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for propagating fractures in subterranean formations |
| CA3042628C (en) * | 2016-12-09 | 2021-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pulsed delivery of concentrated proppant stimulation fluid |
| US10415348B2 (en) | 2017-05-02 | 2019-09-17 | Caterpillar Inc. | Multi-rig hydraulic fracturing system and method for optimizing operation thereof |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| US10655443B2 (en) | 2017-09-21 | 2020-05-19 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids |
| US10113406B1 (en) | 2017-09-21 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with nanosilica carrier fluid |
| WO2020106290A1 (en) * | 2018-11-21 | 2020-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc | Split flow pumping system configuration |
| US11755188B2 (en) * | 2019-06-18 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Patterns on automated fracturing pump setup and operations |
| CA3153304A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| CN112228032B (zh) * | 2020-11-06 | 2021-12-14 | 西南石油大学 | 一种可视化智能支撑剂脉冲注入的铺砂实验装置及方法 |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064575C1 (ru) * | 1992-11-11 | 1996-07-27 | Павел Владимирович Перетяка | Способ обработки пласта |
| RU2253856C1 (ru) * | 2004-02-04 | 2005-06-10 | Государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интроскопии при Томском политехническом университете Министерства образования Российской Федерации | Способ определения концентрации проппанта в смесях для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов |
| EA200870303A1 (ru) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | Система и способ для планирования скважины |
| US20120006550A1 (en) * | 2006-06-02 | 2012-01-12 | Rod Shampine | Split Stream Oilfield Pumping Systems |
| RU2460876C1 (ru) * | 2011-04-26 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта |
| US20130105166A1 (en) * | 2010-05-17 | 2013-05-02 | Anatoly Vladimirovich Medvedev | Methods for Providing Proppant Slugs in Fracturing Treatments |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US48554A (en) | 1865-07-04 | Chaeles w | ||
| US36577A (en) | 1862-09-30 | Improvement in rotary pumps | ||
| US5799734A (en) | 1996-07-18 | 1998-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of forming and using particulate slurries for well completion |
| US6644844B2 (en) | 2002-02-22 | 2003-11-11 | Flotek Industries, Inc. | Mobile blending apparatus |
| US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| CA2640359C (en) | 2006-01-27 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology B.V. | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| WO2007097658A1 (fr) | 2006-02-20 | 2007-08-30 | Kukushkin Roman Yur Evich | Chaussures de ballet et avant-pied pour ces chaussures |
| US7798224B2 (en) | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7581590B2 (en) | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7451812B2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
| WO2008143544A1 (en) | 2007-05-22 | 2008-11-27 | Schlumberger Canada Limited | Method of improving the conductivity of a fracture in the space between proppant pillars |
| US8960293B2 (en) | 2007-05-30 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of propping agent delivery to the well |
| WO2009093927A1 (en) | 2008-01-24 | 2009-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and device for multiphase fraction metering based on high pressure xe filled ionization chamber |
| EP2235320A4 (en) | 2008-01-31 | 2016-03-23 | Services Petroliers Schlumberger | TO A GREATER PRODUCTION LEADING METHOD FOR THE HYDRAULIC FRACTURING OF HORIZONTAL BORING HOLES |
| WO2009123491A1 (en) | 2008-03-31 | 2009-10-08 | Schlumberger Canada Limited | Additive to hydraulic fracturing fluid and method of using the same |
| WO2009126057A1 (en) | 2008-04-09 | 2009-10-15 | Schlumberger Canada Limited | Method of producing high permeability hydraulic fractures (variants) and system used for method implementation |
| CA2963530C (en) | 2008-12-24 | 2018-11-13 | Victor Fordyce | Proppant addition system and method |
| US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
| US9879174B2 (en) | 2009-12-30 | 2018-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| WO2011081549A1 (en) | 2009-12-31 | 2011-07-07 | Schlumberger Holdings Limited | Proppant placement |
| US8606521B2 (en) * | 2010-02-17 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining fluid pressure |
| WO2011136678A1 (en) | 2010-04-27 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | Heterogeneous proppant placement |
| US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| CA2835871C (en) | 2011-05-27 | 2019-06-18 | Hau Nguyen-Phuc Pham | Proppant mixing and metering system |
| US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| CA2851794C (en) | 2011-10-12 | 2021-01-05 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations |
| WO2013095173A1 (en) | 2011-12-19 | 2013-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| CN202926404U (zh) | 2012-07-06 | 2013-05-08 | 辽宁华孚石油高科技股份有限公司 | 涡轮发动机驱动的压裂单元 |
-
2014
- 2014-05-27 US US14/287,526 patent/US9896923B2/en active Active
- 2014-05-28 CA CA2910730A patent/CA2910730C/en active Active
- 2014-05-28 WO PCT/US2014/039697 patent/WO2014193906A1/en active Application Filing
- 2014-05-28 AU AU2014274295A patent/AU2014274295A1/en not_active Abandoned
- 2014-05-28 MX MX2015016173A patent/MX367583B/es active IP Right Grant
- 2014-05-28 RU RU2015150727A patent/RU2639345C2/ru active
- 2014-05-28 CN CN201480029778.3A patent/CN105579665B/zh active Active
-
2015
- 2015-11-26 SA SA515370201A patent/SA515370201B1/ar unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064575C1 (ru) * | 1992-11-11 | 1996-07-27 | Павел Владимирович Перетяка | Способ обработки пласта |
| RU2253856C1 (ru) * | 2004-02-04 | 2005-06-10 | Государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интроскопии при Томском политехническом университете Министерства образования Российской Федерации | Способ определения концентрации проппанта в смесях для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов |
| EA200870303A1 (ru) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | Система и способ для планирования скважины |
| US20120006550A1 (en) * | 2006-06-02 | 2012-01-12 | Rod Shampine | Split Stream Oilfield Pumping Systems |
| US20130105166A1 (en) * | 2010-05-17 | 2013-05-02 | Anatoly Vladimirovich Medvedev | Methods for Providing Proppant Slugs in Fracturing Treatments |
| RU2460876C1 (ru) * | 2011-04-26 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2014274295A1 (en) | 2016-01-07 |
| US20140352954A1 (en) | 2014-12-04 |
| US9896923B2 (en) | 2018-02-20 |
| CN105579665B (zh) | 2018-04-24 |
| SA515370201B1 (ar) | 2019-12-26 |
| WO2014193906A1 (en) | 2014-12-04 |
| MX367583B (es) | 2019-08-27 |
| CA2910730A1 (en) | 2014-12-04 |
| WO2014193906A9 (en) | 2015-12-10 |
| AU2014274295A9 (en) | 2016-06-16 |
| RU2015150727A (ru) | 2017-07-04 |
| CA2910730C (en) | 2022-06-21 |
| CN105579665A (zh) | 2016-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2639345C2 (ru) | Способ синхронизации импульсов при гетерогенном размещении для гидравлического разрыва пласта | |
| US12044114B2 (en) | Fracturing system and control system and method for the fracturing system | |
| RU2621230C2 (ru) | Способ оптимизации интенсификации ствола скважины | |
| US9222346B1 (en) | Hydraulic fracturing system and method | |
| RU2379497C1 (ru) | Способ подачи проппанта в скважину | |
| AU2012201693B2 (en) | Agricultural sprayer and method | |
| CA3058713C (en) | Method for monitoring and controlling cluster efficiency | |
| CN110685660A (zh) | 实现支撑剂输送实验携砂液浓度精确控制的装置及方法 | |
| CN109622267A (zh) | 一种移动式混凝土喷射机械手喷射物自动调节控制装置及方法 | |
| CN210738540U (zh) | 实现支撑剂输送实验携砂液浓度精确控制的装置 | |
| US11053787B2 (en) | Control of far field fracture diversion by low rate treatment stage | |
| RU2418156C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN107664028B (zh) | 暂堵压裂方法和裂缝导流装置 | |
| US11808124B1 (en) | Automated ball-seat event detection | |
| US11439966B2 (en) | High pressure static mixer | |
| US20150316048A1 (en) | Method and system for delivering fluids into a formation to promote formation breakdown | |
| US12104481B2 (en) | Automatic real time screen-out mitigation | |
| RU2538553C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CA3157096A1 (en) | A fracturing system and control system and method for the fracturing system | |
| RU2233968C1 (ru) | Способ газлифтной эксплуатации скважин | |
| WO2016077074A1 (en) | Hydraulic fracturing system and method |