WO2018004370A1 - Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты) - Google Patents

Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2018004370A1
WO2018004370A1 PCT/RU2016/000408 RU2016000408W WO2018004370A1 WO 2018004370 A1 WO2018004370 A1 WO 2018004370A1 RU 2016000408 W RU2016000408 W RU 2016000408W WO 2018004370 A1 WO2018004370 A1 WO 2018004370A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
marker pulse
hydraulic fracturing
hydraulic
well
fracturing fluid
Prior art date
Application number
PCT/RU2016/000408
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сергей Владимирович СЕМЁНОВ
Анатолий Владимирович МЕДВЕДЕВ
Фёдор Николаевич ЛИТВИНЕЦ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Сервисес, Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Канада Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Б.В., Сервисес, Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to RU2019102238A priority Critical patent/RU2723778C1/ru
Priority to PCT/RU2016/000408 priority patent/WO2018004370A1/ru
Priority to EP16907466.3A priority patent/EP3480422A4/en
Priority to CN201680088744.0A priority patent/CN109983200B/zh
Priority to US16/314,220 priority patent/US11136869B2/en
Priority to CA3029616A priority patent/CA3029616A1/en
Publication of WO2018004370A1 publication Critical patent/WO2018004370A1/ru

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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • 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
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure

Definitions

  • the invention relates to the field of stimulating an underground formation using a hydraulic fracturing operation (hydraulic fracturing) of a formation, in particular, to methods for identifying the position of hydraulic fractures during multi-zone stimulation of a formation.
  • the present disclosure describes a new approach to identifying the position of hydraulic fractures in multi-zone stimulation of a formation. Way based on a local change in the viscosity and / or density of the fluid pumped into the well.
  • the present disclosure relates to a method for identifying a fracture position in a well.
  • hydraulic fracturing fluid is injected into the well at a pressure above the cracking pressure to create at least one hydraulic fracture.
  • the marker pulse is pumped into the well.
  • the hydraulic fracturing fluid is again injected into the well.
  • a marker pulse is a portion of a fluid that differs in viscosity and / or density from hydraulic fracturing fluids injected before and after a marker pulse.
  • the present disclosure relates to a method for identifying the position of a hydraulic fracture in a well in conjunction with the operations of clogging (plugging) at least one hydraulic fracture from existing hydraulic fracturing.
  • the present disclosure relates to a method for identifying a fracture position in a well in combination with operations for creating at least one additional (new) fracture in a new formation stimulation zone.
  • FIG. 1 schematically illustrates the passage of a fluid flow into a perforation or hole of a fracturing sleeve through a constriction.
  • Figure 2 presents the diagram of an example implementation of the method.
  • the present disclosure describes a method for identifying a fracture in a well having one or more hydraulic fractures that were initiated in the reservoir, and determining which of the existing hydraulic fractures is receiving fluid at a particular point in time.
  • the present disclosure is based on the fundamental laws of fluid flow through objects of various geometries (pipe, rectangular slot, etc.).
  • the main idea described in the above fundamental laws is that the pressure drop during the flow of fluid through a pipe or rectangular slot depends on the density of the fluid and its viscosity.
  • a decrease in the pressure difference by the formula (1) causes a negative pressure response
  • an increase in the pressure difference by the formula (1) manifests itself in the form of a positive response of pressure in the well.
  • the flow of fluid through a fracture is a process technologically identical to the flow of fluid through a narrow rectangular gap ( Figure 1).
  • the fluid flow through the perforation or hole of the hydraulic fracturing sleeve (port) is identical to the flow through local narrowing.
  • embodiments of a method for identifying a fracture position in a well can be represented by the following sequence of operations:
  • An essential step of the present disclosure is the injection of a "marker pulse" into the well.
  • the pulse of a fluid is the portion of fluid that is stably distinguishable from the rest of the fluid in physical properties.
  • a distinctive feature of the "pulse of the liquid” may be the density of the liquid, the viscosity of the liquid, the concentration of additives and so on.
  • a fluid pulse in a well or pipe can be created on standard equipment by connecting fluid flows with substantially different properties in one pipe. For example, with channel fracturing technology, “clean pulses” and “dirty pulses” of hydraulic fracturing fluid are pumped alternately into the casing, which are stored during transportation to the perforation holes.
  • “Dirty pulses” are portions of a viscous fluid containing proppant, and “clean pulses” are portions of a fluid without proppant. It is also known the use of "pulses of liquids” for processing the formation, as well as pumping pulses (portions) of fluid with different pH.
  • the concept of "marker pulse” means a portion of the fluid that is pumped into the wellbore with physical properties different from the rest of the hydraulic fracturing fluid.
  • the sign “marker” means that the composition and size of the pulse is such that the delivery of the pulse into the well does not cause significant changes in the geometry and position of the fractures.
  • Such a “marker pulse” is a source of information in determining the position of hydraulic fractures. In other words, pumping a “marker pulse” cannot affect the position and geometry of hydraulic fractures created before this pulse.
  • the average oil and gas specialist should understand the limitations that should be applied when pumping a “marker pulse” into the well so that it does not cause significant changes in the fracture geometry or in the conductivity of the fractures.
  • the physical properties that distinguish a marker pulse from fractions of a hydraulic fracturing fluid are the effective viscosity and / or density of the fluid.
  • the marker pulse fluid has a viscosity significantly different from the viscosity of the fracturing fluid.
  • the viscosity of the liquid does not depend on the shear rate of the flow - it depends more on temperature.
  • Non-Newtonian type fluids demonstrate a different behavior. In the case of pumping a non-Newtonian type fluid (viscosity changes with the shear rate of the flow), this leads to a decrease in the effective viscosity of the fluid.
  • Such fluids are characterized by a graph of viscosity versus shear rate (units sec "1 ).
  • viscosity we mean the kinematic (or dynamic) viscosity, measured precisely in the conditions of a “bottleneck” or “high shear rate”.
  • the marker pulse fluid has a viscosity higher than the viscosity of the fracturing fluid by 10 (or more) times.
  • a difference in viscosity is achieved when a low-viscosity (standard) hydraulic fracturing fluid is selected as the hydraulic fracturing fluid, and a fluid thickened with a high polymer concentration is selected for the marker pulse.
  • a fluid thickened with a polymer belongs to the class of non-Newtonian fluids.
  • a viscous liquid the water-soluble thickening polymer is further crosslinked with a crosslinking agent. In the practice of the oil industry, you can get thickened liquids with a viscosity of hundreds and thousands of centipoises.
  • the marker pulse fluid is a thickened oil fluid.
  • the thickened oil fluid mixes poorly with the hydraulic fluid, which allows you to maintain a high viscosity difference between the hydraulic fracturing fluid and the oil-based marker pulse.
  • the marker pulse fluid has a viscosity less than 10 times the viscosity of the fracturing fluid.
  • a water-soluble polymer water-swelling polysaccharides, polyacrylamide polymers, carboxymethyl cellulose and other thickeners
  • inviscid pulse an aqueous liquid without thickening additives
  • the marker pulse fluid has a density higher than the density of the fracturing fluid.
  • a deliberate increase in fluid density is known from the practice of drilling or hydraulic fracturing (to provide the desired pressure of the hydrostatic column of liquid, which is directly proportional to the height of the liquid column and liquid density).
  • particles of salts with a high density are added.
  • minerals such as barite, hematite and other weighting agents are weighting agents. In practice, it is possible to increase the density of liquids in 1.1 - 1.5 times.
  • the density of the marker pulse is significantly lower than the density of a portion of the hydraulic fracturing fluid. This is achieved by the introduction of lightening material.
  • the lightening material is an additive to reduce marker pulse density, for example, hollow aluminosilicate microspheres, or polymer hollow beads.
  • the fluid marker pulse differs from the hydraulic fracturing fluid in a large direction at the same time in density and viscosity (due to the addition of weighting or thickening agents). For example, a marker pulse will have a higher viscosity (10 or more times), and a higher density (1.1 or more times).
  • comminuted fibers are added to a marker pulse liquid at a concentration above 0.5%. It is known that the addition of fibers to one or both contacting fluids increases the stability of the interface between the contacting fluids (marker pulse fluid and hydraulic fracturing fluid). This preserves the contrast of the viscosity of the marker pulse flowing through the pipe to the point of entry into the crack.
  • a pressure response occurs.
  • the pressure response propagates up the fluid filling the well.
  • the pressure response (positive or negative pressure increase) is recorded by pressure sensors located in the well or on the surface (at the wellhead).
  • the location of one or more recording pressure sensors can be selected at various positions in the well: for example, at the wellhead or in the wellbore. Since a pressure response (pressure peak) occurs during the passage of a liquid marker pulse into an open hydraulic fracture, such a response is easily recorded on the pressure recording diagram if no other events occur during well operation that affect the pressure in the wellbore (such as closing a fracture, pump stop, packer installation, etc.). Therefore, an embodiment of the method is the sequential injection of hydraulic fracturing fluid and marker pulse at a constant flow rate of liquids (m 3 / s). It is at a constant flow rate of liquids (continuous operation of hydraulic fracturing pumps) that it is possible to identify the pressure response associated with the passage of a marker pulse in the pressure recording diagram.
  • the amplitude of the pressure response depends on the location of the pressure sensor, on the noise level in the well, and on the method of recording and processing the pressure signal. In most cases, a useful signal identifying the event of the passage of a marker pulse into a hydraulic fracture can be a value higher than 0.1 bar, which is confidently detected by pressure sensors.
  • a measurement using a flow meter
  • this hydraulic fluid volume indicates the coordinate of the position of the marker pulse near the identified hydraulic fracture and, accordingly, the coordinate of the fracture relative to the wellhead (Fig. 2).
  • Method implementation options are distinguished for various well completion options (options for creating and maintaining a hydraulic fracture).
  • clusters (zones) of perforation are created in an inclined or horizontal well with the help of perforating devices, which occur in zones of the formation that need stimulation.
  • hydraulic fracturing fluid is pumped into the well at a pressure exceeding the hydraulic fracturing pressure, which leads to the opening of one or more hydraulic fractures. Since mechanical stresses in the stimulation zone of the formation are different for different perforation clusters, hydraulic fractures are initiated and propagate into the formation with different efficiencies.
  • one or how many hydraulic fracturing couplings are placed on the pipe in an inclined or horizontal well.
  • Pumping fluid through hydraulic fracturing couplings is different from pumping through traditional perforations made in a casing string.
  • GPR couplings make the operation of forming perforation holes unnecessary using a perforation charge system. Instead, pre-drilled holes are present in the fracturing sleeve.
  • the industry also uses more convenient couplings, in which the set of holes can not only be opened at the desired depth, but also closed to limit the communication of flows between the formation and the tubing (tubing).
  • bottlenecks appear for the flow of hydraulic fracturing fluid. It can be perforations of perforation clusters or a fracture zone close to the wellbore. A sign of such a bottleneck is an increased shear rate.
  • perforation holes in the pipes can be made in various ways.
  • Perforations for fluid inlet can be obtained by methods known in the industry.
  • a method for identifying the position of a fracture in a well is combined with other downhole operations, for example, creating a new fracture (refract), for example, in the following sequence in accordance with the selected injection schedule: or clogging existing fractures.
  • step (d) when the marker pulse enters at least one of the hydraulic fractures, a recorded pressure response is observed, and the position of the hydraulic fracture is determined by the volume of hydraulic fracturing fluid injected in step (d).
  • the volume of hydraulic fracturing fluid injected in step (d) In the practice of multizone stimulation of a formation, there is a need to redirect flows of working fluids from one fracture to another fracture. To do this, isolate the desired section of the well by injecting an “insulating pack” or “blocking pack”.
  • a method for identifying the position of a hydraulic fracture in a well is combined with other downhole operations, for example, clogging existing fracturing fractures, for example, in the following sequence in accordance with the selected injection schedule: (a) injecting hydraulic fracturing fluid into the well at a pressure above the fracture pressure and creating at least one hydraulic fracture;
  • step (e) When the marker pulse enters at least one of the hydraulic fractures, a recorded pressure response is observed, and the position of the hydraulic fracture is determined by the volume of hydraulic fracturing fluid injected in step (e).
  • stages (a) and (b) there may be sufficiently long time intervals for the implementation of downhole operations.
  • the clogging of the fracture (s) of the hydraulic fracturing in step (b) is carried out in any known manner, for example, using degradable materials.
  • Embodiments of the present disclosure allow for the identification of the position of hydraulic fractures receiving hydraulic fracturing fluid without involving sophisticated downhole equipment, distributed pressure sensors, load sensors, temperature sensors, etc. Pressure response measurements are performed using a standard pressure sensor available at the well.
  • Example 1 An example demonstrates the injection of a marker pulse, the occurrence of a pressure response recorded at the wellhead upon entering marker pulse into the hydraulic fracture, and then, by the volume of the injected hydraulic fracturing fluid, determining the position of the hydraulic fracture in the well.
  • Figure 2 shows the passage of a viscous marker pulse through a section of a horizontal well with several hydraulic fracturing couplings (ports).
  • the well has a constant pipe diameter.
  • Pumps on the surface create a constant flow of hydraulic fracturing fluid that enters the well and is consumed through one or more open fracturing fractures.
  • the positions of the three hydraulic fracturing couplings (1st, 2nd, 3rd) are indicated.
  • the hydraulic fluid supply device to the well is switched to a reservoir with a viscous fluid (formed
  • the viscosity of the marker pulse is in the range, for example, from 10 to 100 times the viscosity of the hydraulic fracturing fluid. After the injection of a portion of the marker pulse, the fluid supply valve is switched to supply the same hydraulic fracturing fluid.
  • the marker pulse When transporting a viscous marker pulse along the wellbore, the marker pulse remains as a single portion between two low-viscosity fracturing fluids.
  • the moment (time) of passing the marker pulse near one of the hydraulic fracturing couplings is proportionally related to the volume of the injected hydraulic fracturing fluid after injection of the marker pulse.
  • the passage of the marker pulse through a bottleneck near the hydraulic fracturing sleeve (or the entrance to the hydraulic fracturing) causes a local change in pressure difference due to narrowing of the flow, this change in the fluid flow mode manifests itself in the form of a positive pressure response, which is recorded using a pressure sensor located in wellhead.
  • a sequence of operations was performed to identify the position of the hydraulic fracture in the well.
  • stage upload marker pulse
  • the marker pulse was pressed with a squeezing hydraulic fracturing fluid (linear gel with a gelling agent concentration of 3.6 kg / m 3 ) at a constant flow rate.
  • the volume of the hydraulic fracturing fluid until the pressure response of 60 bar was 16 m 3 , which corresponds to the volume to the hydraulic fracturing sleeve N ° 5.
  • a marker pulse was pumped with a viscosity of 460 times the viscosity of the hydraulic fracturing fluid at other stages.
  • a liquid of 2 m 3 was used (cross-linked gel with a concentration of gelling agent 7.2 kg / m 3 and weighting agent (barite) was added to an effective marker pulse density of 1250 kg / m 3 ) with a viscosity of 460 times the viscosity of the fracturing fluid at other stages.
  • the marker pulse was pressed with a squeezing hydraulic fracturing fluid (linear gel with a gelling agent concentration of 3.6 kg / m 3 ) at a constant flow rate.
  • the volume of the hydraulic fracturing fluid until a pressure response of 80 bar was 15.4 m 3 , which corresponds to the volume to the JTs 6 hydraulic fracturing coupling.

Abstract

Предложен способ идентификации положения трещин ГРП при многозональном стимулировании пласта. Закачивают жидкость ГРП в скважину при давлении выше давления образования трещины для создания, по меньшей мере, одной трещины ГРП. Затем закачивают маркерный пульс в скважину. Далее закачивают вновь жидкость ГРП в скважину. При входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной после закачивания маркерного пульса. Маркерный пульс представляет собой порцию жидкости, отличающуюся вязкостью и/или плотностью от жидкостей ГРП, закачиваемых до и после маркерного пульса. В других вариантах осуществления способ идентификации положения трещины ГРП сочетают с другими операциями, например, кольматированием, по меньшей мере, одной трещины ГРП или созданием, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП.

Description

СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРЕЩИНЫ
ГИДРОРАЗРЫВА В СКВАЖИНЕ (ВАРИАНТЫ)
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ Изобретение относится к области стимулирования подземного пласта с помощью операции гидравлического разрыва (ГРП) пласта, в частности, к способам идентификации положения трещин гидроразрыва при многозональном стимулировании пласта.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ В уровне техники известны решения, описывающие микросейсмику для характеризации трещин ГРП, например, US8369183 (Schlumberger Technology Corporation), WO2014055931 (Halliburton Energy Services), и т.д.
Известны решения, описывающие применение акустических инструментов и компьютерных моделей для описания геометрии трещин ГРП, например, WO2012087796 (Schlumberger Canada limited).
Также в известных решениях применяют температурные измерения для характеризации трещин ГРП, например, WO2014193577 (CONOCOPHILLIPS COMPANY).
Соответственно, в уровне техники имеется потребность в создании простого способа определения положения открытой трещины ГРП при многозональном стимулировании пласта, при использовании простых и доступных средств измерения.
СУЩНОСТЬ В настоящем раскрытии описывается новый подход к идентификации положения трещин ГРП при многозональном стимулировании пласта. Способ основан на локальном изменении вязкости и/или плотности жидкости, закачиваемой в скважину.
В некоторых вариантах осуществления настоящее раскрытие относится к способу идентификации положения трещины ГРП в скважине. В соответствии с заявленным способом закачивают жидкость ГРП в скважину при давлении выше давления образования трещины для создания, по меньшей мере, одной трещины ГРП. Затем закачивают маркерный пульс в скважину. Далее закачивают вновь жидкость ГРП в скважину. При входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной после маркерного пульса. Маркерный пульс представляет собой порцию жидкости, отличающуюся вязкостью и/или плотностью от жидкостей ГРП, закачиваемых до и после маркерного пульса.
В других вариантах осуществления настоящее раскрытие относится к способу идентификации положения трещины ГРП в скважине в сочетании с операциями кольматирования (закупоривания), по меньшей мере, одной трещины ГРП из уже существующих трещин ГРП.
В других вариантах осуществления настоящее раскрытие относится к способу идентификации положения трещины ГРП в скважине в сочетании с операциями создания, по меньшей мере, одной дополнительной (новой) трещины ГРП в новой зоне стимуляции пласта.
Другие аспекты настоящего раскрытия станут понятными из последующего описания и прилагаемой формулы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ Фиг.1 схематически иллюстрирует прохождение потока жидкости в перфорацию или отверстие муфты ГРП через сужение.
На Фиг.2 представлена схема примера реализации способа.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ При выполнении многостадийных операций ГРП на нефтяных и газовых скважинах требуется понимание того, куда именно закачивается жидкость. Настоящее раскрытие описывает способ идентификации трещины в скважине, имеющей одну или несколько трещин ГРП, которые были инициированы в продуктивном пласте, и определение какая из существующих трещин ГРП принимает жидкость в конкретный момент времени.
Настоящее раскрытие опирается на фундаментальные законы течения жидкости через объекты различной геометрии (труба, прямоугольный слот и т.д.). Основная идея, описанная в вышеперечисленных фундаментальных законах, заключается в том, что перепад давления при течении жидкости через трубу или прямоугольный слот зависит от плотности жидкости и ее вязкости.
Из гидродинамики известна формула Дарси-Вейсбаха для разности давления при потоке вязкой жидкости через трубу с диаметром Dr.
Figure imgf000005_0001
Формула Дарси-Вейсбаха (1) описывает связь между давлением трения
(Δρτρ) жидкости, текущей в трещине, вязкостью жидкости (учтена в гидродинамическом коэффициенте λ), плотностью жидкости (р) и линейной скоростью (ωθ).
При потоке жидкости через трубу постоянного диаметра (обсадная труба) поток через локальное сужение (например, через отверстия перфораций в трубе или отверстия муфты ГРП) переходит в объем трещины ГРП. Если мы выбираем две точки по разные стороны от места сужения, то разница давления между двумя точками описывается формулой (1). Как видно, резкое изменение одного из коэффициентов формулы (плотности и/или вязкости жидкости) вызывает изменение давления выше по течению.
При этом снижение разницы давлений по формуле (1) вызывает отрицательный отклик давления, а повышение разницы давлений по формуле (1) (повышение вязкости в пульсе) проявляет себя в виде положительного отклика давления в скважине.
Применительно к стимуляции нефтяных и газовых скважин, течение жидкости через трещину представляет собой процесс, технологически идентичный течению жидкости через узкую прямоугольную щель (Фиг.1). Поток жидкости через перфорацию или отверстие муфты (порта) ГРП идентичен потоку через локальное сужение.
В общем варианты осуществления способа идентификации положения трещины ГРП в скважине могут быть представлены следующей последовательностью операций:
1. Закачать жидкость ГРП в скважину, имеющую несколько открытых муфт (портов) ГРП или интервалов перфораций, где возможно инициировать трещину ГРП;
2. Превысить давление инициации и, таким образом создать трещину ГРП;
3. Закачать маркерный пульс с отличающейся вязкостью и/или плотностью от жидкости ГРП;
4. Закачать жидкость ГРП и продавить ею маркерный пульс до перфораций или муфт ГРП; 5. Обнаружить отклик давления;
6. Сопоставить момент наблюдаемого отклика давления с объемом закачанной жидкости ГРП;
7. Исходя из объема закачанной жидкости ГРП, определить положение перфорационного интервала или положение соответствующей муфты ГРП, где была инициирована трещина до которой был доставлен маркерный пульс (п.4).
Существенным этапом настоящего раскрытия является закачивание в скважину «маркерного пульса». В практике нефтегазовой промышленности, пульсом жидкости называют порцию флюида, которая является стабильно отличимой от остальной жидкости по физическим свойствам. Отличительным свойством «пульса жидкости» может быть плотность жидкости, вязкость жидкости, концентрация добавок и прочее. Пульс жидкости в скважине или трубе можно создать на стандартном оборудовании, соединяя в одной трубе потоки жидкостей с существенно различными свойствами. Например, при технологии канального гидроразрыва в обсадную колонну закачивают попеременно «чистые пульсы» и «грязные пульсы» жидкости ГРП, которые сохраняются при транспортировке до отверстий перфорации. «Грязные пульсы» - это порции вязкой жидкости, содержащие проппант, а «чистые пульсы» - порции жидкости без проппанта. Известно также применение «пульсов жидкостей» для обработки пласта, а также закачивание пульсов (порций) жидкости с различными рН.
В рамках раскрытого способа понятие «маркерный пульс» означает порцию жидкости, которую закачивают в ствол скважины с физическими свойствами, отличными от остальной жидкости ГРП. Признак «маркерный» означает, что состав и размер пульса такие, что доставка пульса в скважину не вызывает существенных изменений в геометрии и положении трещин ГРП. Подобный «маркерный пульс» является источником информации при определении положения трещин ГРП. Другими словами, закачивание «маркерного пульса» не может повлиять на положение и геометрию трещин ГРП, созданных до этого пульса. Средний специалист в нефтегазовой области должен понимать ограничения, которые следует применять при закачивании в скважину «маркерного пульса», чтобы он не вызывал существенных изменений в геометрии трещин ГРП или в проводимости трещин. В частности, физическими свойствами, которые отличают маркерный пульс от порций жидкости ГРП являются эффективная вязкость и (или) плотность жидкости.
В соответствии с вариантами осуществления настоящего раскрытия жидкость маркерного пульса имеет вязкость, существенно отличающуюся от вязкости жидкости ГРП. Для жидкостей ньютоновоского типа (вода, солевые растворы) вязкость жидкости не зависит от скорости сдвига потока - в большей степени она зависит от температуры. Жидкости неньютоновоского типа демонстируют иное поведение. В случае закачивания жидкости неньютоновского типа (вязкость меняется вместе со скоростью сдвига потока) - это приводит к уменьшению эффективной вязкости жидкости. Такие жидкости характеризуют графиком зависимости вязкости (сПз) от скорости сдвига (единицы сек"1). Многие рабочие жидкости для скважин основаны на загущающих водорастворимых полимерах, которые относят к классу неньютоновских жидкостей (в частности, это "shear-thinning fluids"). Эту особенность реологии жидкостей следует учитывать при рассмотрении существенного признака «вязкость жидкости». Под вязкостью мы понимаем кинематическую (или динамическую) вязкость, измеренную именно в условиях «узкого места» или «высокой скорости сдвига».
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия жидкость маркерного пульса имеет вязкость выше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 (или более) раз. Такое различие в вязкости достигают, когда в качестве жидкости ГРП выбирают низковязкую (стандартную) жидкость ГРП, а для маркерного пульса выбирают жидкость, загущенную высокой концентрацией полимера. Как правило, жидкость, загущенная полимером, относится к классу неньютоновских жидкостей. В качестве варианта вязкой жидкости, водорастворимый загущающий полимер дополнительно сшивают сшивающим агентом. В практике нефтяной индустрии, можно получать загущенные жидкости с вязкостью в сотни и тысячи сантипуаз.
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия жидкость для маркерного пульса представляет собой загущенную нефтяную жидкость. При этом загущенная нефтяная жидкость плохо смешивается с водной жидкостью ГРП, что позволяет сохранять высокую разность вязкости между жидкостью ГРП и маркерным пульсом на нефтяной основе.
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия жидкость маркерного пульса имеет вязкость меньше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 и более раз. Такая комбинация жидкостей будет получена, если в качестве жидкости ГРП используют воду, загущенную водорастворимым полимером (водонабухающие полисахариды, полиакриламидные полимеры, карбоксиметил целлюлоза и другие загустители), а порция маркерного пульса, напротив, представляет собой водную жидкость без загущающих добавок («невязкий пульс»).
В соответствии с вариантами осуществления настоящего раскрытия жидкость маркерного пульса имеет плотность выше, чем плотность жидкости ГРП. Намеренное повышение плотности жидкости известно из практики бурения или проведения ГРП (для обеспечения нужного давления гидростатического столба жидкости, который прямо пропорционален высоте столба жидкости и плотности жидкости). Для повышения плотности жидкости добавляют частицы солей с высокой плотностью. Например, утяжеляющим агентом являются такие минералы как барит, гематит и другие агенты-утяжелители. На практике возможно увеличение плотности жидкостей в 1,1 - 1,5 раза.
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия плотность маркерного пульса существенно ниже, чем плотность порции жидкости ГРП. Это достигают введением облегчающего материала. Например, облегчающий материал представляет собой добавку для уменьшения плотности маркерного пульса, например, полые алюмосиликатные микросферы, или полимерные полые шарики.
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия жидкость маркерного пульса отличается от жидкости ГРП в большую сторону одновременно по плотности и по вязкости (за счет добавок утяжеляющего или загущающего агентов). Например, маркерный пульс будет иметь повышенную вязкость (в 10 и более раз), и повышенную плотность (в 1,1 и более раз).
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия в жидкость маркерного пульса добавляют измельченные волокна в концентрации выше 0,5%. Известно, что добавка волокон в одну или обе контактирующие жидкости повышает стабильность границы раздела контактирующих жидкостей (жидкость маркерного пульса и жидкость ГРП). Это сохраняет контраст вязкости маркерного пульса, текущего по трубе до места входа в трещину.
После формирования маркерного пульса представим генерацию отклика давления как реакцию на прохождение маркерного пульса через узкие места потока жидкостей.
При прохождении маркерного пульса в зону открытой трещины ГРП, происходит отклик давления. Отклик давления распространяется вверх по флюиду, заполняющему скважину. Отклик давления (положительный или отрицательный прирост давления) регистрируют датчиками давления, расположенными в скважине или на поверхности (в устье скважины).
Местом расположения одного или нескольких регистрирующих датчиков давления могут быть выбраны различные позиции в скважине: например, в устье скважины или в стволе скважины. Поскольку при прохождении жидкого маркерного пульса в открытую трещину ГРП возникает отклик давления (пик давления), такой отклик легко регистрируют на диаграмме записи давления, если при этом при работе скважины не происходит иных событий, влияющих на давление в стволе скважины (таких как закрытие трещины, остановка насоса, установка пакера и прочее). Поэтому вариантом осуществления способа является последовательное закачивание жидкости ГРП и маркерного пульса при неизменной скорости расхода жидкостей (м3/сек). Именно при неизменной скорости расхода жидкостей (постоянная работа насосов для ГРП) на диаграмме записи давления возможно идентифицировать отклик давления, связанный с прохождением маркерного пульса. Амплитуда отклика давления зависит от места расположения датчика давления, от уровня шумов в скважине, и от метода записи и обработки сигнала давления. В большинстве случаев полезный сигнал, идентифицирующий событие прохождения маркерного пульса в трещину ГРП может составлять значение выше 0,1 бар, что уверенно регистрируется датчиками давления. В момент идентификации отклика давления от прохождения маркерного пульса происходит измерение (с помощью расходомера) объема жидкости ГРП, закаченного после маркерного пульса. При известном диаметре (сечении) труб и известной постоянной скорости закачки жидкости ГРП этот объем жидкости ГРП указывает на координату положения маркерного пульса вблизи идентифицируемой трещины ГРП и соответственно координату трещины относительно устья скважины (Фиг. 2).
Варианты осуществления способа различают для различных вариантов заканчивания скважины (варианты создания и поддерживания трещины ГРП). По одному варианту заканчивания, в наклонной или горизонтальной скважине с помощью перфорационных устройств создают кластеры (зоны) перфорации, которые приходятся на зоны пласта, которые нуждаются в стимуляции. Затем с помощью поверхностных насосов закачивают в скважину жидкость ГРП при давлении, превышающем давление гидроразрыва пласта, что приводит к открытию одной или нескольких трещин ГРП. Поскольку механические напряжения в зоне стимуляции пласта отличаются для различных кластеров перфорации, то трещины ГРП инициируются и распространяются в пласт с различной эффективностью.
По другому варианту заканчивания, в наклонной или горизонтальной скважине располагают на трубе одну или насколько муфт ГРП. Закачивание жидкости через муфты ГРП (или порты ГРП) отличается от закачивание через традиционные перфорационные отверстия, проделанные в обсадной колонне. Муфты ГПР делают ненужной операцию формирования перфорационных отверстий с помощью системы зарядов перфорации. Вместо этого, в муфте ГРП присутствуют готовые отверстия. Промышленность также применяет более удобные варианты муфты, в которых набор отверстий можно не только открывать на нужной глубине, но и закрывать, чтобы ограничить сообщение потоков между пластом и насосно-компрессорной трубой (НКТ). При повышении давления жидкости ГРП (этап закачки), происходит гидроразрыв породы (образование трещин) вблизи муфты ГРП. Но при этом вновь образованные трещины формируются в местах «слабой» породы, и эти места могут не совпадать с положениями отверстий муфты ГРП (трещина ГРП смещена относительно муфты ГРП). Для такой конфигурации также целесообразно определение реального положения трещины ГРП.
В описанных вариантах заканчивания скважины с формированием трещин ГРП, появляются узкие места для перетока жидкости ГРП. Это могут быть перфорационные отверстия кластеров перфорации или зона трещины ГРП, близкая к стволу скважины. Признаком такого узкого места повышенная скорость сдвига потока.
При этом отверстия перфораций в трубах могут выполняться в различных вариантах. Перфорационные отверстия для входа жидкости могут быть получены известными в индустрии способами.
В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия способ идентификации положения трещины ГРП в скважине сочетают с другими скважинными операциями, например, с созданием новой трещины (refract), например, в следующей последовательности в соответствии с выбранным графиком закачивания: или кольматирование существующих трещин ГРП.
(a) закачивание жидкости ГРП в скважину, имеющую, по меньшей мере, одну трещину ГРП, и зону инициирования новой трещины ГРП;
(b) превышение давления выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП; (с) закачивание маркерного пульса в скважину;
(d) закачивание жидкости ГРП в скважину.
При этом при входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной на этапе (d). В практике многозональной стимуляции пласта возникает потребность перенаправить потоки рабочих жидкостей из одной трещины в другую трещину ГРП. Для этого проводят изолирование нужного участка скважины посредством закачки "изолирующей пачки" или "блокирующей пачки".
Поэтому в некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия способ идентификации положения трещины ГРП в скважине сочетают с другими скважинными операциями, например, с кольматированием уже существующих трещин ГРП, например, в следующей последовательности в соответствии с выбранным графиком закачивания: (a) закачивание в скважину жидкости ГРП при давлении выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной трещины ГРП;
(b) кольматирование, по меньшей мере, одной трещины ГРП в скважине;
(c) закачивание в скважину жидкости ГРП при давлении выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП;
(d) закачивание маркерного пульса в скважину; (е) закачивание жидкости ГРП в скважину.
При входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной на этапе (е).
Между этапами (а) и (Ь) могут быть достаточно долгие временные интервалы для осуществления скважинных операций.
Кольматирование трещин(ы) ГРП на этапе (Ь) осуществляют любым известным способом, например, используя деградируемые материалы.
Варианты осуществления настоящего раскрытия позволяют проводить идентификацию положения трещин ГРП, принимающих жидкость ГРП, без привлечения сложного скважинного оборудования, распределенных датчиков давления, нагрузки, температуры и пр. Измерения отклика давления проводят с помощью стандартного датчика давления, имеющегося на скважине.
ПРИМЕРЫ
Пример 1 Пример демонстрирует закачивание маркерного пульса, возникновение отклика давления, регистрируемого в устье скважины при вхождении маркерного пульса в трещину ГРП, и далее по объему закаченной жидкости ГРП определение положения трещины ГРП в скважине.
На Фиг.2 показано прохождение вязкого маркерного пульса через участок горизонтальной скважины с несколькими муфтами (портами) ГРП. Скважина имеет постоянный диаметр трубы. Насосы на поверхности (не показаны) создают постоянный расход жидкости ГРП, который поступает в скважину и расходуется через одну или несколько открытых трещин ГРП. Обозначены положения трех муфт ГРП (1-ая, 2-ая, 3-ья).
В определенный момент времени устройство подачи жидкости ГРП в скважину переключают на емкость с вязкой жидкостью (образованный
«маркерный пульс»). В каждом конкретном случае вязкость маркерного пульса находится в пределах, например, от 10 до 100 раз превышающей вязкость жидкости ГРП. После введения порции маркерного пульса вентиль подачи жидкости переключают на подачу прежней жидкости ГРП.
При транспортировке вязкого маркерного пульса по стволу скважины маркерный пульс остается в виде единой порции между двумя низковязкими жидкостями ГРП.
Поскольку закачивание жидкостей происходит при давлении выше давления гидроразрыва пласта (Р> Pfrac) и при постоянной скорости расхода жидкости, то момент (время) прохождения маркерным пульсом вблизи одной из муфт ГРП пропорционально связана с объемом закачанной жидкости ГРП после закачивания маркерного пульса. Прохождение маркерного пульса через узкое место возле муфты ГРП (или входа в трещину ГРП) вызывает локальное изменение разницы давления из-за сужения потока, это изменение в режиме течения жидкости проявляется в виде положительного отклика давления, которое регистрируют с помощью датчика давления, который расположен в устье скважины.
Пример 2
Выполняя многостадийную ГРП на одной из скважин в России была выполнена последовательность операций для идентификации положения трещины ГРП в скважине. При выполнении этапа (закачать маркерный пульс) использовалась жидкость в объеме 2 м3 (сшитый гель с концентрацией гелирующего агента 7,2 кг/м3) с вязкостью в 460 раз превышающей вязкость жидкости ГРП на других этапах. Маркерный пульс продавили продавочной жидкостью ГРП (линейный гель с концентрацией гелирующего агента 3,6 кг/м3) при постоянной скорости расхода жидкости. Объем продавочной жидкости ГРП до получения отклика давления в 60 бар составил 16 м3, что соответствует объему до муфты ГРП N° 5.
Пример 3
Выполняя многостадийную ГРП по примеру 2, закачали маркерный пульс вязкостью в 460 раз превышающей вязкость жидкости ГРП на других этапах.
При выполнении этапа (закачать маркерный пульс) использовалась жидкость в объеме 2 м3 (сшитый гель с концентрацией гелирующего агента 7,2 кг/м3 и добавлен утяжелитель (барит) до эффективной плотности маркерного пульса 1250 кг/м3) с вязкостью в 460 раз превышающей вязкость жидкости ГРП на других этапах. Маркерный пульс продавили продавочной жидкостью ГРП (линейный гель с концентрацией гелирующего агента 3,6 кг/м3) при постоянной скорости расхода жидкости. Объем продавочной жидкости ГРП до получения отклика давления в 80 бар составил 15,4 м3, что соответствует объему до муфты ГРП JTs 6.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний раскрытия. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше способы и, без отхода от принципов раскрытия, заявленного в формуле.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ идентификации положения трещины ГРП в скважине, содержащий: (а) закачивание в скважину жидкости ГРП при давлении выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной трещины ГРП;
(b) закачивание маркерного пульса в скважину;
(c) закачивание жидкости ГРП в скважину, причем при входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин
ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной на этапе (с).
2. Способ по п.1, в котором маркерный пульс представляет собой порцию жидкости, отличающуюся от жидкости ГРП на этапах (а) и (с) вязкостью и/или плотностью.
3. Способ по пп.1 или 2, в котором маркерный пульс имеет вязкость выше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 или более раз.
4. Способ по пп.1 или 2, в котором маркерный пульс представляет имеет вязкость меньше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 и более раз.
5. Способ по п.1, в котором маркерный пульс дополнительно содержит твердые частицы или волокна.
6. Способ по п.1, в котором маркерный пульс дополнительно содержит утяжеляющий материал или облегчающий материал.
7. Способ по п.6, в котором утяжеляющий материал представляет собой добавку для увеличения плотности маркерного пульса, например, барит, гематит.
8. Способ по п.6, в котором облегчающий материал представляет собой добавку для уменьшения плотности маркерного пульса, например, полые алюмосиликатные микросферы.
9. Способ по п.1, в котором скорость закачивания жидкостей на этапах (а), (Ь), (с) поддерживают постоянной.
10. Способ по п.1, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (с) осуществляют через кластеры перфораций в обсадной колонне.
1 1. Способ по п.1, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (с) осуществляют через отверстия муфты ГРП.
12. Способ по п.1, в котором один или несколько этапов (а), (Ь), (с) могут быть выполнены несколько раз в соответствии с выбранным графиком закачивания.
13. Способ идентификации положения трещины ГРП в скважине, содержащий: (а) закачивание жидкости ГРП в скважину, имеющую, по меньшей мере, одну трещину ГРП, и зону инициирования, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП;
(Ь) превышение давления выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП; (с) закачивание маркерного пульса в скважину;
(d) закачивание жидкости ГРП в скважину, причем при входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной на этапе (d).
14. Способ по п.13, в котором маркерный пульс представляет собой порцию жидкости, отличающуюся от жидкости ГРП на этапах (а) и (d) вязкостью и/или плотностью.
15. Способ по пп.13 или 14, в котором маркерный пульс имеет вязкость выше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 или более раз.
16. Способ по пп.13 или 14, в котором маркерный пульс представляет имеет вязкость меньше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 и более раз.
17. Способ по п.13, в котором маркерный пульс дополнительно содержит твердые частицы или волокна.
18. Способ по п.13, в котором маркерный пульс дополнительно содержит утяжеляющий материал или облегчающий материал.
19. Способ по пп.13 или 18, в котором утяжеляющий материал представляет собой добавку для увеличения плотности маркерного пульса, например, барит, гематит.
20. Способ по пп.13 или 18, в котором облегчающий материал представляет собой добавку для уменьшения плотности маркерного пульса, например, полые алюмосиликатные микросферы.
21. Способ по п.13, в котором скорость закачивания жидкостей на этапах
(а), (Ь), (с), (d) поддерживают постоянной.
22. Способ по п.13, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (d) осуществляют через кластеры перфораций в обсадной колонне.
23. Способ по п.13, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (d) осуществляют через отверстия муфты ГРП.
24. Способ по п.13, в котором один или несколько этапов (а), (Ь), (с), (d) могут быть выполнены несколько раз в соответствии с выбранным графиком закачивания.
25. Способ идентификации положения трещины ГРП в скважине, содержащий :
(а) закачивание в скважину жидкости ГРП при давлении выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной трещины ГРП; (b) кольматирование, по меньшей мере, одной трещины ГРП в скважине;
(c) закачивание в скважину жидкости ГРП при давлении выше давления образования трещины и создание, по меньшей мере, одной новой трещины ГРП;
(d) закачивание маркерного пульса в скважину;
(e) закачивание жидкости ГРП в скважину,
причем при входе маркерного пульса в, по меньшей мере, одну из трещин ГРП наблюдают регистрируемый отклик давления, и положение трещины ГРП определяют по объему жидкости ГРП, закаченной на этапе (е).
26. Способ по п.25, в котором кольматирование трещин ГРП в скважине осуществляют любым известным способом, например, используя деградируемые материалы.
27. Способ по п.25, в котором маркерный пульс представляет собой порцию жидкости, отличающуюся от жидкости ГРП на этапах (с) и (е) вязкостью и/или плотностью.
28. Способ по пп.25 или 27, в котором маркерный пульс имеет вязкость выше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 или более раз.
29. Способ по пп.25 или 27, в котором маркерный пульс имеет вязкость меньше, чем вязкость жидкости ГРП в 10 и более раз.
30. Способ по п.25, в котором маркерный пульс дополнительно содержит твердые частицы или волокна.
31. Способ по п.25, в котором маркерный пульс дополнительно содержит утяжеляющий материал или облегчающий материал.
32. Способ по пп.25 или 31, в котором утяжеляющий материал представляет собой добавку для увеличения плотности маркерного пульса, например, барит, гематит.
33. Способ по пп.25 или 31, в котором облегчающий материал представляет собой добавку для уменьшения плотности маркерного пульса, например, полые алюмосиликатные микросферы.
34. Способ по п.25, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (d) осуществляют через кластеры перфораций в обсадной колонне.
35. Способ по п.25, в котором закачивание жидкостей на этапах с (а) по (d) осуществляют через отверстия муфты ГРП.
36. Способ по п.25, в котором один или несколько этапов (а), (Ь), (с), (d) могут быть выполнены несколько раз в соответствии с выбранным графиком закачивания.
PCT/RU2016/000408 2016-07-01 2016-07-01 Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты) WO2018004370A1 (ru)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019102238A RU2723778C1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)
PCT/RU2016/000408 WO2018004370A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)
EP16907466.3A EP3480422A4 (en) 2016-07-01 2016-07-01 METHOD FOR IDENTIFYING THE POSITION OF A HYDRAULIC FRACTURE IN A DRILL HOLE (EMBODIMENTS)
CN201680088744.0A CN109983200B (zh) 2016-07-01 2016-07-01 用于检测井中裂缝位置（变量）的方法
US16/314,220 US11136869B2 (en) 2016-07-01 2016-07-01 Method for detecting a fracture position in a well (variants)
CA3029616A CA3029616A1 (en) 2016-07-01 2016-07-01 A method for detecting a fracture position in a well (variants)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2016/000408 WO2018004370A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018004370A1 true WO2018004370A1 (ru) 2018-01-04

Family

ID=60786719

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2016/000408 WO2018004370A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11136869B2 (ru)
EP (1) EP3480422A4 (ru)
CN (1) CN109983200B (ru)
CA (1) CA3029616A1 (ru)
RU (1) RU2723778C1 (ru)
WO (1) WO2018004370A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11091994B2 (en) 2017-02-08 2021-08-17 Schlumberger Technology Corporation Method of refracturing in a horizontal well

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU133022A1 (ru) * 1959-02-26 1959-11-30 И.Г. Мосеенкова Способ определени местоположени трещины гидроразрыва пласта
RU2439310C1 (ru) * 2010-07-30 2012-01-10 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Способ гидроразрыва пласта
RU2531775C1 (ru) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
EP2670949B1 (en) * 2011-01-31 2015-08-12 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for tracking the location of fracturing fluid in a subterranean formation
RU2566348C2 (ru) * 2011-08-05 2015-10-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4141843A (en) * 1976-09-20 1979-02-27 Halliburton Company Oil well spacer fluids
US4530402A (en) * 1983-08-30 1985-07-23 Standard Oil Company Low density spacer fluid
US6148917A (en) * 1998-07-24 2000-11-21 Actisystems, Inc. Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor
US7966569B2 (en) * 2002-08-16 2011-06-21 Schlumberger Technology Corporation Method and system and program storage device for storing oilfield related data in a computer database and displaying a field data handbook on a computer display screen
GB2466438B (en) 2008-12-17 2011-04-06 Schlumberger Holdings Analysis of fracture networks
US20130062066A1 (en) * 2011-07-12 2013-03-14 Weatherford/Lamb, Inc. Multi-Zone Screened Fracturing System
US9476998B2 (en) 2010-12-21 2016-10-25 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracture characterization using borehole sonic data
US9863230B2 (en) * 2011-06-15 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
US9417348B2 (en) 2012-10-05 2016-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Updating microseismic histogram data
CN103244094A (zh) * 2013-05-16 2013-08-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种碳酸盐岩多段塞注入式压裂方法
WO2014193577A1 (en) 2013-05-31 2014-12-04 Conocophillips Company Method of hydraulic fracture identification using temperature
AR099425A1 (es) * 2014-02-19 2016-07-20 Shell Int Research Método para proveer fracturas múltiples en una formación

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU133022A1 (ru) * 1959-02-26 1959-11-30 И.Г. Мосеенкова Способ определени местоположени трещины гидроразрыва пласта
RU2439310C1 (ru) * 2010-07-30 2012-01-10 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Способ гидроразрыва пласта
EP2670949B1 (en) * 2011-01-31 2015-08-12 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for tracking the location of fracturing fluid in a subterranean formation
RU2566348C2 (ru) * 2011-08-05 2015-10-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины
RU2531775C1 (ru) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11091994B2 (en) 2017-02-08 2021-08-17 Schlumberger Technology Corporation Method of refracturing in a horizontal well

Also Published As

Publication number Publication date
RU2723778C1 (ru) 2020-06-17
CA3029616A1 (en) 2018-01-04
US11136869B2 (en) 2021-10-05
CN109983200B (zh) 2023-06-06
EP3480422A4 (en) 2020-03-04
EP3480422A1 (en) 2019-05-08
US20190218898A1 (en) 2019-07-18
CN109983200A (zh) 2019-07-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Smith et al. Hydraulic fracturing
US10570730B2 (en) Hydrocarbon filled fracture formation testing before shale fracturing
Willingham et al. Perforation friction pressure of fracturing fluid slurries
Crespo et al. Proppant distribution in multistage hydraulic fractured wells: a large-scale inside-casing investigation
Postler Pressure integrity test interpretation
US20150159477A1 (en) Method of treating a subterranean formation
Kraemer et al. A Novel Completion Method for Sequenced Fracturing in the Eagle Ford Shale
CA3031626C (en) Real-time diversion control for stimulation treatments using tortuosity and step-down analysis
Lord et al. Real-time treating pressure analysis aided by new correlation
Massaras et al. Enhanced fracture entry friction analysis of the rate step-down test
RU2723778C1 (ru) Способ идентификации положения трещины гидроразрыва в скважине (варианты)
Borisenko et al. Dynamic Fluid Diversion with Advanced Pressure Monitoring Technique–New Era of Multistage Refracturing in Conventional Reservoirs of Western Siberia
Liu et al. Fracturing fluid leakoff behavior in natural fractures: effects of fluid rheology, natural fracture deformability, and hydraulic fracture propagation
EP0800612A1 (en) Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture
US11131174B2 (en) Hydraulic fracturing systems and methods
NO20191127A1 (en) Controlling Redistribution of Suspended Particles in Non-Newtonian Fluids During Stimulation Treatments
Casero et al. The Importance of Being Well Connected-High Rate Fracs in Horizontals
Abdrazakov et al. Proppant transport capabilities of high-viscosity friction reducers at relatively low rates: Advanced modeling and field validation
Carpenter A Novel Completion Method for Sequenced Fracturing in the Eagle Ford Shale
Daneshy Analysis of off-balance fracture extension and fall-off pressures
Shah et al. Comparative assessment of mechanical and chemical fluid diversion techniques during hydraulic fracturing in horizontal wells
RU2657052C1 (ru) Способ испытания и освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа (варианты)
Carpenter Development of a stranded tight gas field in the North Sea with hydraulic fracturing
Tardy et al. Designing Matrix Acidizing Treatments with Particulate Diverters—Part I: Model and Predictions
Shah et al. Correlations to predict frictional pressure loss of hydraulic-fracturing slurry in coiled tubing

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16907466

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3029616

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2016907466

Country of ref document: EP

Effective date: 20190201