RU2708747C1 - Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well - Google Patents
Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708747C1 RU2708747C1 RU2019108697A RU2019108697A RU2708747C1 RU 2708747 C1 RU2708747 C1 RU 2708747C1 RU 2019108697 A RU2019108697 A RU 2019108697A RU 2019108697 A RU2019108697 A RU 2019108697A RU 2708747 C1 RU2708747 C1 RU 2708747C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- well
- formation
- opening
- packer
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта).The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of stimulating the work of wells by forming cracks in the reservoir (hydraulic fracturing).
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2015 Бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, отличающийся тем, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины, по окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.A known method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore (patent RU No. 2539469, IPC EV 43/267, publ. 01/20/2015 Bull. No. 2), including drilling a horizontal wellbore, lowering and fastening a shank equipped with filters in a horizontal wellbore , the descent of the packer into the well on a pipe string with its subsequent landing in the well, the formation of cracks opposite the filters in series at different intervals of the reservoir, opened by a horizontal barrel by supplying hydraulic fracturing fluid through the filter, installed in each of the intervals of the horizontal wellbore sections with isolation of the remaining parts of the wellbore, characterized in that during the drilling of the horizontal wellbore, oil-saturated intervals of the formation revealed by the horizontal wellbore are determined, the liner is lowered and fastened, the pipe string is lowered with packer into the well in the oil saturated interval of the formation closest to the bottom, put the packer in the liner, while the lower end of the pipe string is 1 m closer to the mouth of the oil-saturated interval of the formation, a string of flexible pipes is lowered into the pipe string, equipped with a sandblasting perforator at the bottom, equipped with a rigid centralizer on top, and a check valve passing from the bottom to the mouth so that the sandblasting perforator is located at the end of the oil-saturated interval of the well, and the space is sealed at the wellhead between the pipe string and the flexible pipe string, a liquid-sand mixture is prepared at the wellhead, the flexible pipe string is moved from the bottom to the mouth to the length of the oil saturated interval of the formation, while simultaneously performing groups of slotted perforations with a length of 20-30 cm and a width of 15 mm with a phasing angle of 60 ° every 1.5 m of the oil-saturated interval of the formation in the liner opposite the oil-saturated interval by periodically injecting a liquid-sand mixture into a flexible column pipes through a sandblasting puncher, at the end of the group of slotted perforations in the liner opposite the oil saturated interval of the formation, backwash is performed with simultaneous by moving the string of flexible pipes from the mouth to the bottom for the length of the oil saturated interval of the formation, a column of flexible pipes with a hydraulic nozzle is removed from the well and hydraulic fracturing is performed with the formation of branched cracks in the oil saturated interval of the formation with subsequent fastening of the crack with a lightweight resin coated proppant in a concentration of 20/40 fraction 1400 kg / m 3, and filling it into a horizontal wellbore opposite the oil saturated reservoir interval to produce packer releasing, moving the pipe string into the guide from the bottom to the mouth to the next oil-saturated interval of the formation, after which the above operations are repeated, starting with the packer landing and ending with unpacking in the remaining oil-saturated intervals of the formation, opened by the horizontal wellbore, after the completion of hydraulic fracturing in all oil-saturated intervals, proppant is removed from the horizontal wellbore wells.
Известен также способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2547892, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2015 Бюл. №10), включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, отличающийся тем, что горизонтальный ствол скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения, спускают обсадную колонну в скважину и цементируют, затем на колонне гибких труб спускают гидромеханический щелевой перфоратор и выполняют поинтервальную перфорацию в горизонтальном стволе скважины, извлекают колонну гибких труб с гидромеханическим щелевым перфоратором из скважины, демонтируют гидромеханический щелевой перфоратор, на нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят по интервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон, причем поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации, далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем.There is also known a method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore (patent RU No. 2547892, IPC ЕВВ 43/267, publ. 04/10/2015 Bull. No. 10), including drilling a horizontal wellbore in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the productive formation of the horizontal wellbore, perforation of the casing in the horizontal wellbore azimuthally oriented at intervals using a hydromechanical slotted perforator about into the well on the pipe string in one round trip, the descent of the pipe string with the packer into the well, the packer landing, the injection of fracturing fluid along the pipe string and the formation of hydraulic fractures in the horizontal wellbore, characterized in that the horizontal wellbore is oil saturated parts of the productive formation are drilled in the formation parallel to the direction of the minimum principal stress, the casing is lowered into the well and cemented, then the hydromechanical slotted lance is lowered on the flexible pipe string forator and perform interval perforation in the horizontal wellbore, remove the flexible pipe string with a hydromechanical slotted hole puncher from the well, remove the hydromechanical slotted hole puncher, install a plug on the lower end of the flexible pipe string and install two packers on the flexible pipe string, while between the packers in the flexible pipe string through holes are made through the pipes, then a string of flexible pipes with packers is lowered into the horizontal wellbore and hydraulic interval fracturing is performed through perforated interval of the well in the horizontal wellbore by cutting off each perforation interval on both sides, wherein-wise hydraulic fracturing are beginning from the nearest to the bottom of the horizontal wellbore section and produce liquid injection gap in the coiled tubing string through holes at a rate of 2 m 3 / min to form a transverse cracks from the perforation interval relative to the horizontal wellbore, and a cross-linked hydrocarbon-based gel is used as a fracturing fluid, e formation of transverse cracks, they are fastened by pumping a 12/18 mesh fraction of proppant pipes with a carrier fluid — crosslinked gel through the column, the packers are unpacked and the flexible pipe string is moved to carry out hydraulic fracturing in the next perforation interval, then the above technological operations are repeated starting from packing packers and ending with the movement of the string of flexible pipes in the next perforation interval, depending on the number of perforation intervals of the horizontal wellbore, then dissolved coiled tubing with packers from the well and lowered tubing string with a packer into the wellbore, plant packer in the vertical portion of the well and produce a hydraulic fracturing pumping fluid through the pipe string break through the horizontal well bore to form longitudinal cracks fracturing a rate of 8 m 3 / min moreover, a linear gel is used as a fracturing fluid, after which longitudinal cracks are fixed by injection of quartz flour with a carrier fluid — a linear gel.
Недостатками этих способов являются высокая стоимость и сложность реализации из-за большого количества операций, в том числе и спуско-подъемных (СПО), связанных с необходимостью разделения операций на вскрытие интервала, его изоляцию и непосредственно на гидроразрыв пласта (ГРП), при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами воздействия, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.The disadvantages of these methods are the high cost and complexity of implementation due to the large number of operations, including tripping and hoisting (SPO), associated with the need to separate operations for opening the interval, its isolation and directly to hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), while not the presence of annular overflows of liquid or gas between the exposure intervals is monitored, which can lead to premature watering of the produced products and reduce the effectiveness of the impact on the formation.
Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин (патент RU №2667171, МПК Е21В 43/267, Е21В 43/112, F04F 5/02, Е21В 29/00, опубл. 17.09.2018 Бюл. №26), включающий спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на, по крайней мере, одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близколежащих продуктивных пластов, после чего приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, далее, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора, далее производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением, далее приводят в рабочее состояние струйный насос и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность, после чего пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.The closest in technical essence is the method of repairing oil and / or gas wells (patent RU No. 2667171, IPC ЕВВ 43/267, ЕВВ 43/112, F04F 5/02, Е21В 29/00, published on September 17, 2018 Bull. No. 26 ), including the descent into the well of a device equipped with a packer and a perforator in the lower part of the tubing, to a depth corresponding to the reservoir, pressurization of the working fluid into the cavity of the tubing and a perforator, through the destructive elements of which provide hydraulic communication of the production string with a place volume at at least one level of the reservoir and / or at the levels of several adjacent reservoirs, after which the destructive elements of the perforator are brought into an inoperative position, blocking access to the working fluid, then moving the device, the packer is installed above the reservoir hermetic separation of the above-packer and sub-packer annulus and open the perforator circulation windows, then pump the hydraulic fracturing fluid into the tubing under pressure corresponding to fracturing, and hydraulic fracturing is carried out until fracture cracks are formed, followed by their fastening, then the jet pump is brought into operation and then the working fluid is injected under pressure into the pump, a pressure differential is created in the sub-packer zone and the reservoir, by which hydraulic fracturing fluid is extracted from the reservoir surface, after which the packer is brought to an inoperative position and the device is removed from the well.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, связанная из-за однократного воздействия на пласт за один СПО, при большом интервале воздействия требуется несколько СПО для вскрытия интервалов пласта, их отсечения и последующего ГРП, при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.The disadvantages of this method are the narrow scope associated with a single exposure to the formation for one open source, with a large interval of exposure, several open source openings are required to open the intervals of the formation, their cut-off and subsequent hydraulic fracturing, while the presence of annular flows of liquid or gas is not monitored, which can lead to premature watering of the extracted products and reduce the effectiveness of the impact on the reservoir.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, позволяющего расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.The technical task of the proposed invention is the creation of a method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, which allows to expand the scope by several operations (interval opening, isolation and hydraulic fracturing) in a horizontal formation with monitoring the presence of annular fluid or gas flows between fracturing intervals with the possibility of making adjustments to the treatment plan, which reduces the risk of not planned watering of the product.
Технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ гидромеханического перфоратора, оснащенного пакером, в горизонтальный участок скважины, вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером и проведение гидроразрыва пласта.Technical problems are solved by the method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including the construction of a horizontal well that reveals a productive formation, descent into a well on a tubing string — a tubing of a hydromechanical drill equipped with a packer, into a horizontal section of the well, opening the casing string of the well and the casing string cement stone puncher with isolation of this interval of opening by the packer and hydraulic fracturing.
Новым является то, что вскрытие и изоляцию интервалов вскрытия производят снизу вверх, гидроразрывы производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающим допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня, причем перед гидроразрывом колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время гидроразрыва следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков, которые при необходимости изолируют нагнетанием тампонирующего состава.The new fact is that the opening and isolation of the opening intervals is carried out from the bottom up, hydraulic fracturing is carried out along the annulus of the well sequentially each time starting from the second opening with a perforator and installing the packer between the opening intervals at a pressure not exceeding that permissible for the casing string and its annular cement stone, moreover before hydraulic fracturing, the tubing string is isolated and equipped with a manometer, and during hydraulic fracturing, the pressure in the tubing string is monitored based on the analysis of the maximum value s pressure, and the rate of its increase, determine the presence and intensity annulus and cross-flows, which insulate the injection of plugging composition if necessary.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины включает строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Спускают в скважину на колонне НКТ гидромеханический перфоратор, оснащенный пакером (см. патенты RU ПМ №102676, RU ПМ №158540 без струйного насоса, RU №2667171 без струйного насоса и т.п.), в горизонтальный участок скважины. На конструкцию перфораторов и пакеров, а также на способы их работы и установки авторы не претендуют. Производят вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером снизу вверх несколько раз. ГРП производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающем допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня. Причем перед ГРП колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время ГРП следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность перетоков за обсадной колонной (заколонные перетоки). Интервалы вскрытия перфоратором, установки пакера, показатели давления и скорости его изменения в колонне НКТ заносят в журнал или в базу данных для данной скважины. Исходя из геологического строения пласта, наличия водоносных пропластков и т.п., а также, обрабатывая данные по наличию и интенсивности заколоных перетоков, принимают решение при необходимости об изоляции некоторых из них тампонирующим составом (см патенты RU №2504650, RU №2228427, RU №2245988 и т.п.). При этом отсутствует необходимость проведения дорогостоящих дополнительных геофизических исследований после обводнения добываемой продукции с множеством СПО геофизического оборудования.A method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore involves the construction of a horizontal well opening a producing formation. A hydromechanical hammer drill equipped with a packer is lowered into the well on the tubing string (see patents RU PM No. 102676, RU PM No. 158540 without a jet pump, RU No. 2667171 without a jet pump, etc.), into a horizontal section of the well. The authors do not claim to design punchers and packers, as well as methods of their operation and installation. The casing of the well and the annular cement stone are opened by a perforator with isolation of this opening interval by the packer from the bottom up several times. Hydraulic fracturing is carried out along the annulus of a well successively every time starting from the second opening with a perforator and installing a packer between the opening intervals at a pressure not exceeding that permissible for the casing string and its annular cement stone. Moreover, before the hydraulic fracturing, the tubing string is isolated and equipped with a manometer, and during hydraulic fracturing, the pressure in the tubing string is monitored, based on the analysis of the maximum pressure value and its rise rate, the presence and intensity of the flows behind the casing string (annular flows) are determined. Intervals of opening with a perforator, packer installation, pressure indicators and rates of its change in the tubing string are recorded in a journal or in a database for this well. Based on the geological structure of the formation, the presence of aquifers, etc., as well as processing data on the presence and intensity of annular flows, they decide if necessary to isolate some of them with a plugging composition (see patents RU No. 2504650, RU No. 2228427, RU No. 2245988, etc.). At the same time, there is no need for expensive additional geophysical surveys after irrigation of produced products with a lot of open-source geophysical equipment.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.Example 1. Spend the intensification of the oil well.
Объекты интенсификации: карбонатный коллектор в интервале 914-1191 м, обсажен и зацементирован 114 мм колонной. Расстояние до нижележащего водонасыщенного пласта 5 м.Objects of intensification: carbonate reservoir in the interval 914-1191 m, cased and cemented with a 114 mm column. The distance to the underlying water-saturated formation is 5 m.
Литология объекта: карбонатный коллектор (ср.абсолютная проницаемость 6,5 мД, ср.пористость 10%, глинистость 5%).Object lithology: carbonate reservoir (cf. absolute permeability of 6.5 mD, cf. porosity of 10%, clay content of 5%).
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 114 мм герметична. Допустимое давление на устье скважины для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня составляет 45 МПа (определено эмпирически).Well and running equipment design: 114 mm production casing is airtight. The permissible pressure at the wellhead for the casing string and its annular cement stone is 45 MPa (empirically determined).
Спускают колонну гидромеханический перфоратор с пакером на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм.The column is lowered by a hydromechanical puncher with a packer on tubing with a diameter of 73 mm.
Проводят вскрытие пласта гидромеханическим перфоратором снизу вверх в интервале 1180-1182 м, плотностью 4 отв/п.м., всего 8 отверстий.The formation is opened by a hydromechanical perforator from the bottom up in the interval 1180-1182 m, density 4 holes / lm, a total of 8 holes.
Предварительно для обеспечения связи с пластом доводят соляную кислоту с расходом 0,3 м3/мин (НСl 15% водный раствор) до интервалов перфорации в объеме 5 м3 для обеспечения связи с пластом. Закачку флюидов проводят по межколонному пространству между колонной НКТ и обсадной колонной. Определяют приемистость объекта ГРП Q-288 м3/сут при Рнач=19 МПа.Preliminary, to ensure communication with the formation, hydrochloric acid is adjusted at a rate of 0.3 m 3 / min (HCl 15% aqueous solution) to perforation intervals of 5 m 3 to ensure communication with the formation. Fluid injection is carried out along the annular space between the tubing string and the casing. The injectivity of the hydraulic fracturing object Q-288 m 3 / day is determined at P beg = 19 MPa.
Производят отбор проб соляной кислоты (НСl 15% водный раствор) и технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление линейного геля на гуаровой основе.Samples of hydrochloric acid (HCl 15% aqueous solution) and industrial water are sampled and analyzed for the content of mechanical impurities, the content of free hydrogen ions and temperature, and test preparation of a linear guar-based gel is performed.
В качестве жидкости разрыва используют линейный гель вязкостью 21 сПз и соляную кислоты (НСl 15% водный раствор), обеспечивающей инициацию, протравку и развитие трещины ГРП.As a fracturing fluid, a linear gel with a viscosity of 21 cPs and hydrochloric acid (HCl 15% aqueous solution) is used, which initiates, etches and develops a hydraulic fracture.
Проводят тестовую закачку, начальное давление Рнач=19,6 МПа, конечное давление Ркон=19,2 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки 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 ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.Carry out a test injection, the initial pressure P nach = 19.6 MPa, final pressure P con = 19.2 MPa. The obtained data on the result of the test injection are processed, data are obtained on the efficiency of the fracturing fluid, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure of the crack closing, the pore pressure in the reservoir, the hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the hydraulic fracturing process are adapted to the received test injection processing data.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.Corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and refine the acid fracturing plan. Based on the calculations made, a set of the required volume of acid and process fluid and liquid preparation are made. The test results are satisfactory.
Проводят основной процесс кислотного ГРП с закачкой линейного геля в объеме 13 м3, соляной кислоты 22 м3. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м3/мин при давлении на устье скважины 8,2 МПа.The main process of acid fracturing is carried out with the injection of a linear gel in a volume of 13 m 3 , hydrochloric acid 22 m 3 . The average working fluid flow rate is 1.0 m 3 / min at a wellhead pressure of 8.2 MPa.
Объем конечной продавки определяют, как сумму объема межколонного пространства между колоннами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны до кровли интервала перфорации. По окончании продавки кислотного состава насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, скважину оставляют для ожидания спада давления на устье до атмосферного.The volume of the final sale is determined as the sum of the volume of the annular space between the tubing strings and the casing to the roof of the perforation interval. At the end of the sale of the acid composition, the pumping units stop and record the pressure drop, the well is left to wait for the pressure drop at the mouth to atmospheric.
Далее приподнимают компоновку на НКТ, проводят перфорацию в интервале 1141-1143 м гидромеханическим способом, плотностью 4 отв./п.м., всего 8 отверстий. После перфорации сажают пакер на глубине 1150 м с целью отсечения нижнего интервала. Аналогичным способом проводят кислотный ГРП путем закачки флюидов в межтрубное пространство. Одновременно ведут контроль за наличием заколонных перетоков путем установки манометра в НКТ на устье скважины.Next, they lift the layout on the tubing, perforate in the interval 1141-1143 m by the hydromechanical method, with a density of 4 holes / lm, a total of 8 holes. After perforation, a packer is planted at a depth of 1150 m in order to cut off the lower interval. In a similar way, acid fracturing is performed by pumping fluids into the annulus. At the same time, they monitor the presence of casing flows by installing a manometer in the tubing at the wellhead.
Проводят тестовую закачку, начальное давление Рнач=8,7 МПа, конечное давление Ркон=8,7 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки 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 ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.Carry out a test injection, the initial pressure P nach = 8.7 MPa, final pressure of P = 8.7 MPa con. The obtained data on the result of the test injection are processed, data are obtained on the efficiency of the fracturing fluid, the value of the net pressure, the stress gradient in the formation, the time and pressure of the crack closing, the pore pressure in the reservoir, the hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the formation. Based on the data obtained, the design data of the hydraulic fracturing process are adapted to the received test injection processing data.
Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.Corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and refine the acid fracturing plan. Based on the calculations made, a set of the required volume of acid and process fluid and liquid preparation are made. The test results are satisfactory.
Проводят после установки пакера между второй и третьей зоной вскрытия основной процесс кислотного ГРП второй зоны с закачкой линейного геля в объеме 28 м3, соляной кислоты 28 м3. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м3/мин при давлении на устье скважины 8,15 МПа.After installing the packer between the second and third opening zone, the main process of acid fracturing of the second zone with the injection of linear gel in a volume of 28 m 3 , hydrochloric acid 28 m 3 . The average working fluid flow rate is 1.0 m 3 / min at a wellhead pressure of 8.15 MPa.
Далее последовательно проводят последовательную перфорацию и кислотный разрыв еще в трех зонах в интервалах 1055-1057 м, 998-1000 м, 950-952 м с последовательным отсечением пакером, установленном вместе с перфоратором, предыдущих зон ГРП.Next, sequential perforation and acid rupture are carried out sequentially in three more zones in the intervals of 1055-1057 m, 998-1000 m, 950-952 m with sequential cutting off by the packer, installed together with the perforator, of the previous fracturing zones.
Пример 2. Выполняют как пример 1 на другой скважине в том же пласте.Example 2. Perform as example 1 on another well in the same reservoir.
Перфорацию проводят гидромеханическим способом плотностью 3 отв./п.м., общее число отверстий на одну зон - 6. Процесс кислотного ГРП проводят и использованием в среднем 32 м3 соляной кислоты и 15 м3 линейного геля, средний расход в процессе закачки 1,5 м3/мин, среднее Руст=10,5 МПа. Всего выполнено 12 стадий ГРП.Perforation is carried out by a hydromechanical method with a density of 3 holes / pm, the total number of holes per zone is 6. The process of acid fracturing is carried out using an average of 32 m 3 of hydrochloric acid and 15 m 3 of linear gel, the average flow rate during the injection is 1, 5 m 3 / min, average P mouth = 10.5 MPa. In total, 12 stages of hydraulic fracturing were completed.
В процессе ГРП после третьей стадии вскрытия (при установке пакера между второй и третьей зонами) выявлен заколонный переток между второй и третьей зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 7,2 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП во второй зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен. Был закачен тампонирующий состав (цементный раствор) до полной изоляции этого перетока. ГРП продолжен в следующих с 4 по 10 зонах и завершен без осложнений.In the process of hydraulic fracturing after the third stage of opening (when installing the packer between the second and third zones), an annular flow between the second and third zones was detected (a pressure increase in the tubing from 0 to 7.2 MPa was noticed for 5 minutes). The hydraulic fracturing process in the second zone is stopped due to the risks of complications in the form of an explosion in the underlying waterlogged reservoir. A plugging composition (cement mortar) was pumped until this overflow was completely isolated. Hydraulic fracturing continued in the next 4 to 10 zones and completed without complications.
В процессе ГРП после 12 стадии вскрытия выявлен переток между 11 и 12 зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 5,5 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП в 11 и 12 зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен.In the process of hydraulic fracturing, after the 12th stage of opening, an overflow was detected between 11 and 12 zones (a pressure increase in the tubing was observed from 0 to 5.5 MPa for 5 minutes). The hydraulic fracturing process in the 11th and 12th zones is stopped due to the risks of complications in the form of an explosion in the underlying waterlogged reservoir.
Обе добывающие скважины введены в эксплуатацию от 3 до 5 суток после завершения работ по ГРП. Коэффициент продуктивности отличается более чем в 10 раз в сравнении с аналогичными скважинами на участке. Среднесуточные дебиты на скважинах составили 48 т/сут, что выше средних значений на участке более чем в 8 раз, без увеличения обводненности продукции. Среднесуточный прирост нефти составил 35 т/сут.Both production wells were commissioned from 3 to 5 days after completion of hydraulic fracturing. The productivity coefficient differs by more than 10 times in comparison with similar wells on the site. The average daily production rates at the wells amounted to 48 tons / day, which is more than 8 times higher than the average values in the area, without increasing the water cut of the product. The average daily oil increase was 35 tons / day.
При эксплуатации всех скважин не выявлено обводнения добываемой продукции от нижележащего водоносного пласта. Безводный эффект сохраняется в течение 1,5 лет, в то время как по прототипу повышение обводненности возникает сразу после вода в эксплуатацию скважины в 30% случаев.During the operation of all wells, no watering of the produced products from the underlying aquifer was revealed. An anhydrous effect persists for 1.5 years, while according to the prototype, an increase in water cut occurs immediately after water is put into operation in 30% of cases.
Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия и интенсивности заколонных и межпластовых перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.The proposed method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore allows you to expand the scope by performing several operations (interval opening, isolation and hydraulic fracturing) in a horizontal reservoir with tracking the presence and intensity of annular and interstratal fluid or gas flows between hydraulic fracturing intervals with the possibility of making adjustments to processing plan, which allows to reduce the risks of unplanned flooding of products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (en) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (en) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708747C1 true RU2708747C1 (en) | 2019-12-11 |
Family
ID=69006699
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019108697A RU2708747C1 (en) | 2019-03-26 | 2019-03-26 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708747C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2482268C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Recovering method of working condition of gas-oil production well with horizontal and/or subhorizontal end during operation, and technological complex for method's implementation |
| RU2526062C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft |
| RU2535549C1 (en) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2638673C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for interval hydraulic fracturing of formation |
| RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
-
2019
- 2019-03-26 RU RU2019108697A patent/RU2708747C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2482268C1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Recovering method of working condition of gas-oil production well with horizontal and/or subhorizontal end during operation, and technological complex for method's implementation |
| RU2526062C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft |
| RU2535549C1 (en) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2638673C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for interval hydraulic fracturing of formation |
| RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| US20180073341A1 (en) | System For Inhibiting Flow Of Fracturing Fluid In An Offset Wellbore | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| CN105041274A (en) | Short-range two-layer oil-gas reservoir commingled production technique | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| US10544663B2 (en) | Method of well completion | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2626492C1 (en) | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |