RU2705643C1 - Method of intensification of well operation after its construction - Google Patents
Method of intensification of well operation after its construction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705643C1 RU2705643C1 RU2019120361A RU2019120361A RU2705643C1 RU 2705643 C1 RU2705643 C1 RU 2705643C1 RU 2019120361 A RU2019120361 A RU 2019120361A RU 2019120361 A RU2019120361 A RU 2019120361A RU 2705643 C1 RU2705643 C1 RU 2705643C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- formation
- fracturing
- mesh
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
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
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формированием трещин и расколов в продуктивном пласте.The invention relates to the oil industry and may find application after completion of the main cycle of well construction with the intensification of well operation, the formation of cracks and splits in the reservoir.
Известен способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи (патент RU № 2579095, МПК E21B 43/16, E21B 43/267, опубл. 27.03.2016 в Бюл. № 9), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, отличающийся тем, что в низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину, для чего проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее, с применением буферов жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м3 на 1 т проппанта, с применением конечной концентрации проппанта не более 250 кг/м3, используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество, а при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м3/мин и более.A known method of developing a low-permeability oil reservoir (patent RU No. 2579095, IPC E21B 43/16, E21B 43/267, publ. 03/27/2016 in Bull. No. 9), including the injection of a working agent through injection wells, oil selection through production wells and conducting hydraulic fracturing in wells, characterized in that in low-permeability reservoirs having a permeability of less than 1 mD, the fracture is predominantly developed in length, for which the main hydraulic fracturing process is carried out using a fine proppant fraction of 30/60 mesh and men e, with the buffer fluid between the stages of proppant is not more than 10 m in a proportion of 1.5 to 5 m 3 per 1 m proppant with a final concentration of proppant is not more than 250 kg / m 3, is used a fracturing fluid, a gelling agent and devoid of surfactants comprising -active substance, and when pumping support the flow rate of 5.0 m 3 / min and more.
Известен также способ гидроразрыва продуктивного пласта (патент RU № 2453695, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012 в Бюл. № 17), включающий закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до ровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.There is also known a method of hydraulic fracturing of a productive formation (patent RU No. 2453695, IPC E21B 43/26, publ. 06/20/2012 in Bull. No. 17), which includes injecting into the formation through a well in a fracture created in an underground formation, fracturing fluids and fracturing fluids with proppant, characterized in that the preliminary analysis of industrial water is carried out, the gel is tested for solubility in water and structure formation, with a satisfactory result, the gel is dissolved in water and again tested for structure formation, with satisfactory results in a gel-forming agent in water is added with a clay stabilizer, a demulsifier and a degradation regulator, the resulting solution is pumped into the well and, during the injection, a destructor and a crosslinker are introduced into the solution, thereby forming a fracturing fluid, the well volume is replaced with a fracturing fluid, the injection is stopped and the pressure drop is recorded, they resume pumping the fracture fluid with a working flow for hydraulic fracturing, pump the “pillow” of fracture fluid in a volume of 3 to 6 m 3 , then pump a test pack of fracture fluid with proppant weighing up to 1 t with a concentration of 30 to 200 kg / m 3 , bring it to the perforation interval, note the initial wellhead pressure and then record the nature of its change during the passage of the pack through the interval of perforation and its movement along the crack, the pack is forced through with a fracture fluid without proppant in a volume of 1.5-1.8 m 3 , rupture fluid is squeezed in an amount equal to the volume of the tubing string, sub-packer zone before roaming in the perforation interval and another 2-4 m 3 , stop the squeeze and record the pressure drop , recording and processing the rate of wellhead pressure decrease, the obtained data are processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, pressure, stress gradient in the formation, time and pressure of fracture closure, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the perforation and bottomhole formations , on the basis of the data obtained, the design data of the hydraulic fracturing process are adapted to the obtained data for processing the test injection, using the corrected data to re-calculate the three-dimensional hydraulic fracturing model and carry out an updated version of hydraulic fracturing, change the initial plan for carrying out the main hydraulic fracturing process by replacing the initial data of mining and geological coefficients with those obtained by the program after the test injection process, carry out the modified basic hydraulic fracturing process, when conducting the modified basic hydraulic fracturing made calculations produce a set of the required volume of process water and preparation gel with testing, with satisfactory test results, the hydraulic fracturing process is carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the perforation interval, the proppant-gel mixture is injected in two portions, in the first portions set the proppant concentration to 300 kg / m 3 , the dosage of the destructor is carried out according to the concentration, providing a complete process of gel decomposition and crack closure time at least 12 hours, in the second portion, the proppant concentration is set to over 300 kg / m 3 , the dosage of the destructor is carried out according to the concentration that ensures the process of complete decomposition of the gel and the crack closing time of not more than 4 hours, at the end of the proppant-gel mixture being pumped, the pumping units are stopped and record the pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process, the pressure drop intensity, the presence of a residual connection with the reservoir, the absence of a reselling effect, after which the well mouth the jets are closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for a pressure drop, at the end of the necessary time for gel destruction, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, overpressure is vented after 4 hours, at a pressure of more than 4 MPa on the wellhead pressure gauge, etching is performed with a flow rate no more than 30 l / min to atmospheric pressure, and at a pressure of less than 4 MPa on the wellhead pressure gauge, bleeding is done by fully opening the wellhead valve, the wellhead is depressurized they pack, disrupt the packer and lift the underground equipment.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ интенсификации работы скважины (патент RU № 2541974, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2015 в Бюл. № 5), включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3 с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of stimulating well operation (patent RU No. 2541974, IPC E21B 43/267, publ. 02/20/2015 in Bull. No. 5), including test injection of fracturing fluid and packs of fracturing fluid with proppant, correction project gap and holding a main fracture process, characterized in that in low-permeability reservoirs that have an absolute permeability of not more than 1 mD, the main process is carried out with a fracturing fluid injection rate of the buffer of 1.0-3.0 m 3 per 1 ton of proppant with at eneniem proppant fractions comprising only a small fraction of the dimension of not larger than 30/60 mesh proppant a final concentration of no more than 300 kg / m 3, is maintained the flow rate when pumping 3.5 m 3 / min or more, and the gelling agent concentration is set no more than 2 kg / m 3 with a final under-addition of the mixture in a volume of 0.1-0.5 m 3 .
Недостатком известных способов является то, что способы успешно и эффективно применимы при разрыве слабопроницаемых и среднепроницаемых пластов, в то же время вследствие кольматации прискважинной зоны частицами бурового и цементного раствора при строительстве скважины, частями горных пород, и последующей перфорации кумулятивными снарядами, тестовая трещина не может выйти из зоны кольматации и соединить ствол скважины с продуктивной частью пласта скважины, в котором отсутствуют посторонние загрязнения, вызванные техногенным воздействием. Вследствие этого тестовая закачка не дает фактических данных по результатам мини гидравлического разрыва и проект основного ГРП будет выполнен неправильно. Это может привести к тому, что трещина основного процесса ГРП не достигнет запланированных участков продуктивного пласта-коллектора и производительность скважины не повысится, вследствие чего эффективность гидроразрыва становится невысокой.A disadvantage of the known methods is that the methods are successfully and efficiently applied when fracturing low-permeable and medium-permeable formations, at the same time, due to colmatation of the borehole zone by the particles of the drilling and cement mortar during well construction, parts of rocks, and subsequent perforation by cumulative shells, the test crack cannot to leave the zone of mudding and connect the wellbore to the productive part of the wellbore, in which there are no extraneous pollution caused by anthropogenic impact tweed. As a result of this, the test injection does not provide actual data on the results of the mini hydraulic fracturing and the design of the main hydraulic fracturing will be performed incorrectly. This can lead to the fact that the fracture of the main hydraulic fracturing process does not reach the planned sections of the productive reservoir and the well productivity does not increase, as a result of which the hydraulic fracturing efficiency becomes low.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства, обеспечивающего образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30% трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.The technical task of the proposed invention is to provide a method of intensifying the operation of the well after completion of the main cycle of its construction, ensuring the formation of cracks during hydraulic fracturing outside the zone of high hydraulic resistance formed by muds from mud and cement during construction, by opening this zone with a margin of 30% cracks with test hydraulic fracturing.
Техническая задача решается способом интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва конечной концентрации проппанта, причем в один из процессов гидроразрыва пласта закачивают мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш.The technical problem is solved by the method of intensifying the work of the well after completion of the main cycle of its construction, including perforation of the walls of the well in the interval of the wellbore, lowering the pipe string with a packer, installing a packer over the roof of the perforated reservoir, including test injection of fracturing fluid and packs of fracturing fluid with proppant, project adjustment fracturing and conducting the main fracturing process of the final proppant concentration, moreover, finely pumped into one of the fracturing processes the proppant fraction no larger than 30/60 mesh.
Новым является то, что выбирают при строительстве пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м, а перфорацию проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м, определяют зону повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора, и определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, при которой используют мелкую фракцию проппанта размерностью не крупнее 30/60 меш, а в основном процессе гидразрыва применяют фракции проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта основного процесса разрыва с конечной концентрацией проппанта не менее 600 кг/м3.It is new that during construction a layer with an oil-saturated thickness of at least 0.8 m is chosen, and perforation is carried out by cumulative charge systems with a perforation density of 10 to 20 holes / m, the zone of increased hydraulic resistance formed by muds from mud and cement slurry is determined, and determine the volume of proppant, providing the formation of cracks by 30% in length, exceeding the zone of increased hydraulic resistance during test injection, in which a small fraction of proppant with a dimension of not larger than 30/60 mesh, and the main fracturing process uses 30/60 mesh proppant fractions with a transition to a fraction with a dimension of 16/20 mesh or more in a volume of 60 to 90% of the total amount of proppant of the main fracture process with a final proppant concentration of at least 600 kg / m 3 .
Способ интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства реализуется в следующей последовательности.The method of intensifying the operation of the well after completion of the main cycle of its construction is implemented in the following sequence.
Выбирают при строительстве скважины пласт с нефтенасыщенной толщиной не менее 0,8 м. Проводят основной цикл строительства скважины, вскрывающей пласт и вручающий бурение на буровом растворе, спуск обсадных колонн и цементирование их затрубного пространства. Перфорацию пласта проводят кумулятивными системами зарядов с плотностью перфорации от 10 до 20 отв/м. Исходя из анализа работ по строительству скважины в данном пласте определяют зону повышенного гидравлического сопротивления (среднее расстояние от скважины), образованной кольматантами от бурового и цементного раствора. Исходя из этих данных для гидроразрыва пласта (ГРП) определяют объем проппанта, обеспечивающего формирование трещин на 30% длиной, превышающей зону повышенного гидравлического сопротивления при тестовой закачке, так как при невыходе трещин за пределы этой зоны приводит к значительномук снижению эффективности всего ГРП. Производят спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, вскрытого перфорацией. После чего осуществляют тестовую закачку жидкости ГРП и пачки жидкости разрыва с проппантом, имеющим размерность не крупнее 30/60 меш. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости ГРП, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию и корректировку проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки. После чего проводят основной процесс ГРП с применением проппанта 30/60 меш с переходом на фракцию с размерностью 16/20 меш и более в объеме от 60 до 90% от общего количества проппанта для гарантированного исключения «схлопывания» образовавшихся трещин после воздействия на пласт. Завершают основной процесс ГРП при конечной концентрации проппанта не менее 600 кг/м3 (выбрано исходя из практических испытаний) для стабильной проницаемости весь срок эксплуатации.During the construction of a well, a formation with an oil-saturated thickness of at least 0.8 m is selected. The main cycle of construction of the well, which opens the formation and hands in drilling on the drilling fluid, casing casing and cementing their annulus is carried out. The perforation of the formation is carried out by cumulative charge systems with a perforation density of 10 to 20 holes / m. Based on the analysis of the well construction work in this reservoir, the zone of increased hydraulic resistance (average distance from the well) formed by the mud workers from the drilling and cement slurry is determined. Based on these data for hydraulic fracturing (Fracturing), the proppant volume is determined, which ensures the formation of cracks by 30% in length, exceeding the zone of increased hydraulic resistance during test injection, since when the fractures do not leave this zone, a significant decrease in the effectiveness of the entire hydraulic fracturing is possible. A column of pipes with a packer is lowered, a packer is installed above the roof of a perforated reservoir, exposed by perforation. Then carry out a test injection of hydraulic fracturing fluid and packs of fracturing fluid with proppant having a dimension no larger than 30/60 mesh. The data obtained are processed, data are obtained on the hydraulic fracturing fluid performance, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure to close the fracture, the pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the perforation interval and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the hydraulic fracturing process are adapted and adjusted to the received test injection processing data. After that, the main hydraulic fracturing process is carried out using a 30/60 mesh proppant with a transition to a fraction with a dimension of 16/20 mesh or more in a volume of 60 to 90% of the total proppant amount to guarantee the elimination of “collapse” of formed cracks after treatment. The main hydraulic fracturing process is completed at a final proppant concentration of at least 600 kg / m 3 (selected based on practical tests) for stable permeability over the entire service life.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят строительство скважины глубиной забоя 1870 метров с использованием бурового раствора, производят цементирование эксплуатационной обсадной колонны, производят перфорацию кумулятивными снарядами продуктивного пласта с плотностью 15 отв/м. Производят демонтаж бурового блока. Проводят подготовительные работы с завозом необходимого оборудования и материалов. Собирают и опрессовывают нагнетательную линию. Устанавливают арматуру с "головкой" разрыва для производства ГРП. Производят тестовую закачку пропанта фракцией 30/60 меш с объемом пропанта 3 тонны, определенного после анализа зон повышенного гидравлического сопротивления для данного пласта. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления. Пробная пачка прошла интервал перфорации с небольшим ростом давления - на 0,1 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Проводят основной процесс ГРП. Проводят основной процесс ГРП с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью 30/60 меш в объеме 20% от общего количества пропанта основного процесса и основную крупную фракцию размерностью 16/20 меш в объеме 80% от общего количества проппанта с конечной концентрацией пропанта 640 кг/м3 при Рнач. - 240 атм., Ркон. – 236 атм.,. Общий объем проппанта составляет 9 т. По окончании ГРП смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании технологической выдержки производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования. Скважина введена в эксплуатацию через 8 суток после завершения работ по ГРП с средним дебитом по нефти 25 т/сут.A well is being constructed with a bottom hole depth of 1870 meters using drilling mud, cementing the production casing string, and perforation by cumulative shells of a productive formation with a density of 15 holes / m are performed. Dismantle the drilling block. They carry out preparatory work with the delivery of the necessary equipment and materials. Collect and pressure test the discharge line. Install reinforcement with a "head" of the fracture for the production of hydraulic fracturing. A test injection of proppant with a 30/60 mesh fraction is carried out with a proppant volume of 3 tons, determined after analysis of the zones of increased hydraulic resistance for a given formation. A test injection is made with recording the pressure drop and processing the obtained data on the pressure drop. The test pack went through the perforation interval with a slight increase in pressure - by 0.1 MPa. The data obtained are processed, data are obtained on the performance of the fracturing fluid, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure to close the fracture, the pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure losses in the perforation interval and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the fracturing process are adapted to the received test injection processing data. Corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and refine the fracturing plan. Based on the calculations made, a set of the required volume of the process fluid is prepared and a fracture fluid is prepared with testing. The main hydraulic fracturing process is carried out. The main hydraulic fracturing process is carried out using proppant fractions, which include an initial fraction of 30/60 mesh in a volume of 20% of the total amount of proppant of the main process and a major coarse fraction of 16/20 mesh in a volume of 80% of the total proppant with a final proppant concentration 640 kg / m 3 at P beg . - 240 atm., R con . - 236 atm.,. The total proppant volume is 9 tons. At the end of the hydraulic fracturing of the mixture, the pumping units stop and record the pressure drop, after which the wellhead is closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for the pressure drop. At the end of the technological exposure, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure. The start of overpressure release is carried out after 12 hours. The wellhead is depressurized, stalling and lifting of packer equipment is performed. The well was put into operation 8 days after the completion of hydraulic fracturing with an average oil rate of 25 tons / day.
Предлагаемый способ интенсификации работы скважины после завершения основного цикла её строительства обеспечивает образование трещин при гидроразрыве пласта за пределами зоны повышенного гидравлического сопротивления, образованной кольматантами от бурового и цементного раствора при строительстве, за счет вскрытия этой зоны с запасом 30% трещинами при тестовом гидроразрыве пласта.The proposed method of intensifying the operation of the well after completion of the main cycle of its construction ensures the formation of cracks during hydraulic fracturing outside the zone of increased hydraulic resistance formed by muds from drilling and cement mortar during construction, due to the opening of this zone with a margin of 30% fractures during test hydraulic fracturing.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120361A RU2705643C1 (en) | 2019-06-30 | 2019-06-30 | Method of intensification of well operation after its construction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120361A RU2705643C1 (en) | 2019-06-30 | 2019-06-30 | Method of intensification of well operation after its construction |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2705643C1 true RU2705643C1 (en) | 2019-11-11 |
Family
ID=68579464
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019120361A RU2705643C1 (en) | 2019-06-30 | 2019-06-30 | Method of intensification of well operation after its construction |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2705643C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114718536A (en) * | 2021-01-05 | 2022-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing process adjusting method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
| RU2531716C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2540712C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
-
2019
- 2019-06-30 RU RU2019120361A patent/RU2705643C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
| RU2453695C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Productive formation hydraulic fracturing method |
| RU2531716C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2540712C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2541974C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114718536A (en) * | 2021-01-05 | 2022-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing process adjusting method |
| CN114718536B (en) * | 2021-01-05 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing process adjusting method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US10119378B2 (en) | Well operations | |
| RU2324811C1 (en) | Method of well productivity improvement (versions) | |
| CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
| RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2764406C1 (en) | Well plugging method | |
| US3557874A (en) | Method of drilling and completing a gas well | |
| RU2789895C1 (en) | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations | |
| US20240271028A1 (en) | Methods for preventing or mitigating wellbore screen out conditions using acid blends | |
| von Flatern | The science of oil and gas well construction | |
| US12044096B2 (en) | Method for plugging a wellbore allowing for efficient re-stimulation |