RU2703572C1 - Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703572C1 RU2703572C1 RU2019101835A RU2019101835A RU2703572C1 RU 2703572 C1 RU2703572 C1 RU 2703572C1 RU 2019101835 A RU2019101835 A RU 2019101835A RU 2019101835 A RU2019101835 A RU 2019101835A RU 2703572 C1 RU2703572 C1 RU 2703572C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- particles
- hydraulic fracturing
- fracture
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 4
- 230000003446 memory effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 229910001000 nickel titanium Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- HLXZNVUGXRDIFK-UHFFFAOYSA-N nickel titanium Chemical compound [Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ti].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni].[Ni] HLXZNVUGXRDIFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 9
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 9
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 239000004831 Hot glue Substances 0.000 description 1
- 229910001030 Iron–nickel alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010046334 Urease Proteins 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 230000000739 chaotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов. Размер частиц проппанта определяется исходя из известной скорости потока. Для закрепления трещины гидроразрыва в прискважинной зоне на втором этапе в качестве частиц проппанта для закрепления трещины и удержания частиц керамического проппанта в трещине гидроразрыва предлагается применять металлические частицы проппанта из металла, обладающего памятью формы, например нитинола. Частицы проппанта в условиях пласта под действием температуры восстанавливают свою форму с образованием металлического высокопроницаемого экрана, удерживающего частицы керамического проппанта с удаленного участка трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва продуктивного пласта. 2 ил.
Description
Изобретение относится к способам гидроразрыва продуктивного пласта и может быть использовано при формировании трещин гидроразрыва, с добавлением в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя.
Известен способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта (патент РФ № 2516626, МПК Е21В43/267, опубл. 20.05.2014). Способ включает подачу в пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью, при добавлении в жидкость расклинивающего наполнителя. Закачку жидкости гидроразрыва ведут в несколько стадий с различной интенсивностью с добавлением расклинивающего наполнителя и без него, причем в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с первоначальным расходом 1,6-3 м3/мин, во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 со снижением расхода на 10% от первоначального, в третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с увеличением расхода на 10% от первоначального, причем добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3, причем количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя определяют из расчета обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя – 3500 кг на 1 м вскрытой толщины пласта, но не менее двух.
К недостаткам данного способа можно отнести следующее:
- переход от одного технологического режима к другому требует затрат рабочего времени;
- фиксированный объем закачки расклинивающего наполнителя на второй стадии никак не связан с мощностью пласта, его проницаемостью и приемистостью;
- применение расклинивающего агента, без учета размеров трещины гидроразрыва, делает проблематичным удержание частиц расклинивающего агента в трещине гидроразрыва.
Известен патент РФ №2381253, МПК Е21В43/267; С09К 8/80, опубл. 10.02.2010.
Предлагается способ гидроразрыва подземных пластов. Способ включает нагнетание текучей среды, содержащей спеченное изделие стержневой формы, изготовленное из композиции, где композиция содержит по меньшей мере примерно 80 мас. % оксида алюминия и от примерно 0,15 до примерно 3,5 мас.% TiO2.
Способ гидроразрыва подземных пластов включает нагнетание текучей среды, содержащей спеченные расклинивающие агенты стержневой формы, где давление закрытия трещины разрушает большую часть спеченных расклинивающих агентов стержневой формы по меньшей мере на два расклинивающих агента стержневой формы меньшего размера.
Стержни имеют оптимальную длину до =10 мм и подходят для использования в качестве расклинивающих агентов или добавок. При стержневой форме расклинивающего агента имеет место больший поровый объем в набивке внутри трещины, что снижает гидравлические сопротивления потоку. В отличие от сферы, которая имеет единственную точку приложения нагрузки, стержень имеет более широкую область контакта в многослойной набивке под давлением, с возможностью распределения нагрузки более равномерно, что уменьшает вероятность разрушения стержней. Разрушение сферических частиц происходит на очень мелкие кусочки, которые создают плотно упакованные слои мелочи, которые обладают низкой проницаемостью и проводимостью. При разламывании спеченных стержней получаются стержни меньшего размера, которые не ведут себя как мелочь, а при упаковке в набивке не сильно влияют на проводимость слоя. Текучий пластовый флюид имеет турбулентный компонент вследствие значительного падения давления по длине трещины, с большим ростом скорости у ствола скважины. Расклинивающие агенты стержневой формы подвергаются меньшему воздействию скоростного потока и остаются в набивке, обеспечивая ее длительный срок службы. Вместе с тем известно, что скорость газового потока, при его перемещении в трещине гидроразрыва, заполненной расклинивающим агентом, резко возрастает к стволу скважины. Поскольку расклинивающий агент практически имеет одинаковые геометрические размеры, то существуют условия выноса частиц в ствол скважины. Известно, что скорость газового потока при выходе из трещины возрастает в десятки раз. Это приводит к выносу фракции проппанта, с формированием проппантовой пробки, и изменению фильтрационного сопротивления потоку. Вместе с тем, обтекание проппанта цилиндрической формы, обладает меньшим гидравлическим сопротивлением.
К недостаткам способа следует отнести следующее:
- проблематично удержание частиц расклинивающего агента при его миграции с удаленного участка трещины гидроразрыва;
- отсутствует надежный фильтрационный слой при формировании каркаса трещины из проппанта цилиндрической формы.
Крепление частиц проппанта в трещине гидроразрыва рассмотрено в статье (Акимов О. В. и др. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта //Нефтяное хозяйство. – 2008. – №. 11. – С. 31-33). Закрепление проппанта в трещине происходит за счет взаимодействия термореактивного полимера (фенолформальдегидная смола) которым покрыты частицы. Считается, что при определенной температуре и давлении полимеры смолы должны «дошиваться», с увеличением адгезии между зернами проппанта. Однако практика освоения скважин показывает, что происходит вынос зерен проппанта в ствол скважины и его миграция до устья скважины. Присутствие в скважине различных флюидов, таких как кислоты, гели, деструкторы приводит к разрушению полимера и снижению прочности самого проппанта, с его разрушением и получением в потоке подвижных абразивных частиц. В работе не рассмотрены вопросы фракционного подбора проппанта, в зависимости от геологических характеристик пласта-коллектора и изменения скорости газожидкостного потока к оси ствола скважины.
В работе «Экспериментальные исследования по закреплению проппанта в трещинах ГРП / С.С. Демичев, О.Г. Отрадных и др./ «Бурение и нефть» №12, 2008.- с. 19-21» показано, что проблема закрепления и удержания проппанта в трещине не решена и в настоящее время. Вынос проппанта негативно влияет на добывные возможности скважин. Для удаления проппанта рекомендуется применять порообразователи –отвердители на основе смолы «Геотерм-001», применение которых увеличивает проницаемость и проводимость трещин. Известно глубокое проникновение проппанта в трещины. Тем не менее, отмечается явление закрытия трещины в прискважинной зоне, что говорит о полном выносе расклинивающего агента из трещин, за счет высокой скорости потока пластового флюида в призабойной зоне скважины.
Известен патент РФ №2489569, МПК Е21В43/267 опубл. 10.08.2013. Изобретение относится к композициям на основе частиц, применяемых при гидроразрыве пласта, - композитного проппанта. Изобретение направлено на использование проппанта для уменьшения выноса частиц и переноса мелких фракций в пласте. Используют покрытый проппант, для чего применяют термореактивное полимерное покрытие, которое отверждается на месте применения, с созданием твердой проницаемой массы. Последняя порция проппанта, осаждаемая в трещине, называется хвостовой и после отверждения эта структура препятствует миграции дисперсных частиц из пласта в ствол скважины. Для обеспечения формирования удерживающего экрана на выходе трещины гидроразрыва частицы проппанта покрывают подложкой, содержащей магнитные частицы, которые прикреплены к внешней поверхности, с использованием адгезионного связующего. Используют проппант с термополимерным покрытием. Такой полимер отверждается на месте применения с созданием проницаемой массы после размещения проппанта в трещине. Такая структура способствует удержанию мелких частиц проппанта в пласте, с исключением выноса в скважину. В качестве термополимерного материала используют термоклеи, которые проявляют себя в условиях пласта. Это, по мнению авторов, формирует устойчивую структуру внутри трещины, за счет мостиков между частицами проппанта. Композитный материал состоит также из подложки проппанта с магнитными частицами в виде покрытия, которое можно наносить на подложку проппанта с более низкой плотностью, например стеклянные бусинки, легковесную керамику с изолированной пористостью. Магнитные частицы изготовлены из металлов, способных намагничиваться, например железа, феррита, низкоуглеродистых сталей, железоникелевых сплавов. Частицы наносят в порошкообразном состоянии на внешнюю поверхность подложки проппанта с помощью адгезионного покрытия, в качестве которого используют фенолформальдегидные смолы. Предполагается, что мелкие проппанты будут содействовать предохранению магнитных частиц от истирания с подложки. Количество магнитных частиц, используемых для покрытия подложки проппанта, может изменяться в широком диапазоне от 0,1 до 10 % от массы подложки проппанта. Наибольшее количество магнитных частиц в покрытии находится в пределах от 1 до 10 % от массы подложки проппанта. Способность композиции проппанта формировать жесткую удерживающую структуру внутри пласта, снижает вынос пластовых частиц. Особенно эффективно применение такого проппанта на заключительной стадии операции обработки скважин. Для предотвращения прилипания проппанта за счет магнитного притяжения к стенке трубы обсадной колонны, рекомендуется увеличить скорость прокачки. Изобретение направлено на получение композитного проппанта с магнитными частицами на подложке.
К недостаткам данного изобретения следует отнести следующее:
- при транспортировке композитного проппанта по осевому каналу бурильной колонны труб неизбежно происходит прилипание их к внутренней поверхности, с формированием проппантовой пробки. Для ликвидации этого недостатка рекомендуется резко поднять скорость прокачки. Но скорость прокачки смеси по колонне труб напрямую зависит от приемистости пласта, которая может быть различной для каждого конкретного случая;
- при транспортировке проппанта происходит взаимодействие частиц как друг с другом, так и со стенкой трубы, что приводит к удалению магнитных частиц с поверхности частиц проппанта. Формирование удерживающего экрана на «хвостовой» стадии операции гидроразрыва из частиц проппанта, имеющих такие же размеры, что и на удалении от ствола скважины, при резком увеличении скорости фильтрации пластового флюида, отличающегося в десятки раз, приводит к миграции проппанта в ствол скважины и не дает возможности формировать удерживающий экран.
Известна доставка зернистого материала (патент РФ на изобретение № 2524086, опубл. 27.07.2014), включающий подачу под землю композиции флюида. В изобретении рассмотрено применение агломератов низкой плотности, которые при проведении гидроразрыва пласта более эффективно заполняют трещину. Способ доставки зернистого материала включает подачу в скважину композиции флюида, в виде жидкости носителя на водной основе с гидрофобным зернистым материалом, имеющим объемный размер частиц не более чем 200 мкм. Также в состав включается газ, смачивающий поверхность частиц и связывающий их вместе.
Зернистый материал, обладающий малой плотностью, будет более медленно оседать в потоке жидкости, что позволяет более эффективно транспортировать частицы вглубь трещины. Для заполнения трещины применяют проппант с размерами частиц не более d = 200 мкм. Предложено также использовать зернистый материал меньших размеров для заполнения трещины, что снижает проницаемость, по сравнению с применением материала больших размеров. При этом твердые частицы могут иметь различные размеры и форму, в том числе иметь пластинчатую форму. Жидкость гидроразрыва включает загуститель, для повышения вязкости, например гуар, гидроксиалкилцеллюлозу и т.д. При реализации способа необходимо также оценивать стойкость зернистого материала к температуре. При эксплуатации скважин после проведения гидроразрыва имеет место перенос зернистого материала из трещины в ствол скважины, откуда его необходимо удалять известными способами.
К недостаткам способа следует отнести:
- применение зернистого материала одинакового фракционного состава для заполнения трещины гидроразрыва по всей ее длине, стимулирует процесс миграции частиц в ствол скважины, поскольку на выходе в ствол резко и многократно возрастает скорость потока пластового флюида.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (см. пат. РФ. №2566357, кл. МПК Е21В43/267., опубл. 31.07.2014), принятый за прототип. Способ включает следующие технологические операции:
- перфорацию стенок скважины в интервале продуктивного пласта, с глубиной канала не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины;
- спуск насосно-компрессорных труб с пакером, его посадкой над кровлей продуктивного пласта, закачку гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку вглубь пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант с расчетной концентрацией, изменяющейся в большую сторону. По окончанию прокачки гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент в виде смеси раствора карбамида с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция в расчетной пропорции. Объем закачиваемого реагента определяют с учетом мощности пласта, его пористости и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны, а также приемистости пласта.
Продавку реагента в пласт осуществляют технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб. Осуществляют технологическую выдержку в течение суток, с последующим удалением пакера и колонны насосно-компрессорных труб.
К недостаткам способа следует отнести:
- глубина перфорационных каналов, создаваемых в интервале продуктивного пласта известными на настоящий момент способами, зачастую меньше, чем размеры зоны концентрации напряжений в горной породе, окружающей ствол скважины;
- предварительное проведение перфорации скважин требует технологической подготовки процесса и его проведение, с выполнением работ по освоению скважин, с получением необходимой информации по пласту;
- применение расклинивающих агентов одной фракции для заполнения трещины гидроразрыва по всей ее длине, при освоении и эксплуатации скважин неизбежно приводит к выносу проппанта в скважину из-за высокой скорости потока пластового флюида при его выходе из перфорационных каналов и трещины гидроразрыва. Это приведет к смыканию трещины у ствола скважины и снижению эффекта от гидроразрыва.
Наличие молекул карбоната кальция между частицами проппанта в прискважинной зоне, служащими крепителями, снижает проницаемость сформированной структуры, что снижает эффективность процесса от гидроразрыва пласта.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в следующем:
- возможность доставки расклинивающего агента – частиц проппанта в периферийную часть трещины, с сохранением их положения в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов;
- возможность формирования высокопроницаемого экрана фильтрационного слоя в трещине в прискважинной зоне при наличии крупной фракции проппанта, рассчитанной из условия сохранения фиксации частиц проппанта при максимально возможной скорости течения пластового флюида в прискважинной зоне;
- возможность формирования высокопроницаемого экрана в прискважинной зоне в виде отрезков винтовых спиральных пружин, изготовленных из металла, обладающего эффектом «памяти» и восстанавливающих свою форму за счет пластовой температуры.
Технический результат достигается тем, что способ гидравлического разрыва пласта включает спуск колонны труб с пакером в ствол скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидроразрыва с созданием избыточного давления с крепителем трещины, в виде частиц проппанта расчетного фракционного состава, выдержку во времени. Определяют размеры частиц проппанта для заполнения удаленного участка пласта и прискважинной зоны трещины гидроразрыва, из условия исключения миграции частиц проппанта потоком пластового флюида, при этом на первом этапе заполняют удаленный участок трещины мелкой фракцией керамического проппанта, а на втором этапе ведут подачу крупной фракции частиц проппанта, сформированных из металла, обладающего эффектом памяти и меняющих свою форму, с обеспечением формирования фильтрационного слоя в трещине гидроразрыва, при воздействии пластовой температуры.
Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта показан на рисунках, где:
- на фиг. 1 - гранула проппанта из материала «нитинол» в трещине гидроразрыва пласта в нераскрытом состоянии;
- на фиг. 2 - проппант из материала «нитинол» в трещине гидроразрыва пласта в раскрытом состоянии после воздействия температуры.
Способ гидравлического разрыва пласта осуществляют путем подбора размера частиц проппанта для заполнения удаленного участка трещины гидроразрыва, с учетом скорости подачи пластового флюида. Суспензию с проппантом подают по колонне насосно-компрессорных труб в созданную трещину гидроразрыва с закреплением последней, чтобы не допустить смыкания. Затем, после определения размеров частиц проппанта, для размещения в прискважинной зоне, осуществляют подачу жидкости гидроразрыва. Для обеспечения закрепления частиц проппанта в прискважинной зоне определяем его диаметральные размеры по формуле:
Из практики эксплуатации скважин после гидроразрыва известно, что скорости движения потока пластового флюида в трещине отличаются в десятки раз.
При диаметральных размерах частиц проппанта для заполнения трещины на удаленном участке в пределах dп=0,2 – 0,4 мм, размер частиц проппанта в прискважинной зоне должен быть dпроп=2 – 3 мм.
Для обеспечения подачи таких частиц проппанта в трещину гидроразрыва необходимо осуществить подбор состава рабочей жидкости и скорость транспортировки в интервал продуктивного пласта. Продавочную жидкость закачивают в объеме колонны насосно-компрессорных труб, с обеспечением полного вытеснения суспензии в трещину гидроразрыва.
Для обеспечения полного удержания частиц проппанта в трещине гидроразрыва частицы проппанта, размещаемые в прискважинной зоне, выполнены из металла, обладающего эффектом памяти, например нитинола. Формирование фильтрационного слоя в прискважинной зоне трещины гидроразрыва пласта осуществляется в хаотичном порядке размещения.
Частицы проппанта изготовлены из такого материала, который после ввода их в трещину гидроразрыва под воздействием пластовой температуры, изменяет свою форму и размеры, с перекрытием полностью сечения трещины, с формированием высокопроницаемого экрана, играющего роль фильтра.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта, включающий спуск колонны труб с пакером в ствол скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидроразрыва, с созданием избыточного давления и образованием трещины, путем закачки жидкости гидроразрыва с вводом в нее частиц проппанта расчетного фракционного состава, выдержку во времени, отличающийся тем, что определяют размеры частиц проппанта для заполнения удаленного участка и прискважинной зоны трещины гидроразрыва из условия исключения миграции частиц проппанта потоком пластового флюида, при этом на первом этапе заполняют удаленный участок трещины гидроразрыва пласта мелкой фракцией керамического проппанта, а на втором этапе ведут подачу крупной фракции частиц проппанта, сформированных из металла, обладающего эффектом памяти формы, и меняющих свою форму, с обеспечением формирования фильтрационного слоя в трещине гидроразрыва, при воздействии пластовой температуры.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019101835A RU2703572C1 (ru) | 2019-01-23 | 2019-01-23 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019101835A RU2703572C1 (ru) | 2019-01-23 | 2019-01-23 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2703572C1 true RU2703572C1 (ru) | 2019-10-21 |
Family
ID=68318181
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019101835A RU2703572C1 (ru) | 2019-01-23 | 2019-01-23 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2703572C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA201000792A1 (ru) * | 2007-12-14 | 2010-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы контактирования и/или обработки подземного пласта |
US20120125618A1 (en) * | 2006-01-27 | 2012-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2566357C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
WO2016140591A1 (en) * | 2015-03-03 | 2016-09-09 | Schlumberger Canada Limited | Stabilized pillars for hydraulic fracturing field of the disclosure |
RU2608372C2 (ru) * | 2011-06-15 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта |
-
2019
- 2019-01-23 RU RU2019101835A patent/RU2703572C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20120125618A1 (en) * | 2006-01-27 | 2012-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
EA201000792A1 (ru) * | 2007-12-14 | 2010-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы контактирования и/или обработки подземного пласта |
RU2608372C2 (ru) * | 2011-06-15 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта |
RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2566357C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
WO2016140591A1 (en) * | 2015-03-03 | 2016-09-09 | Schlumberger Canada Limited | Stabilized pillars for hydraulic fracturing field of the disclosure |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
RU2790626C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-02-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с добывающей и нагнетательной скважинами |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8074715B2 (en) | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries | |
US4938286A (en) | Method for formation stimulation in horizontal wellbores using hydraulic fracturing | |
US3075581A (en) | Increasing permeability of subsurface formations | |
EP1398458B1 (en) | Reducing particulate flow-back in wells | |
US4549608A (en) | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique | |
US7735556B2 (en) | Method of isolating open perforations in horizontal wellbores using an ultra lightweight proppant | |
US4462466A (en) | Method of propping fractures in subterranean formations | |
US7647969B1 (en) | Method for growth of a hydraulic fracture along a well bore annulus and creating a permeable well bore annulus | |
RU2402679C2 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта | |
CA2694099C (en) | A method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells | |
US3237693A (en) | Fracturing method and propping agent | |
US20080000637A1 (en) | Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry | |
US20080179057A1 (en) | Well Treating Agents of Metallic Spheres and Methods of Using the Same | |
Inyang et al. | Development and field applications of highly conductive proppant-free channel fracturing method | |
US3376930A (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
WO2014176338A2 (en) | Compositions and methods for use of proppant surface chemistry to improve proppant consolidation and flowback control | |
US10655444B2 (en) | Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations | |
US5209296A (en) | Acidizing method for gravel packing wells | |
NL2021644B1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
RU2703572C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта | |
CN110055049B (zh) | 一种用于水力压裂的支撑剂体系制备方法 | |
US11905813B2 (en) | Hydraulic fracturing with density-tunable heavy fracturing fluids | |
Araujo et al. | Use of liquid resin to enhance and maintain conductivity in fractured wells better than use of curable resin proppants: a case from Burgos basin | |
Pamok Taamsri | Enhancement of Silica Sand by Resin Coating for Sand Control Application |