RU2311528C2 - Method for hydraulic reservoir fracturing - Google Patents
Method for hydraulic reservoir fracturingInfo
- Publication number
- RU2311528C2 RU2311528C2 RU2006100765/03A RU2006100765A RU2311528C2 RU 2311528 C2 RU2311528 C2 RU 2311528C2 RU 2006100765/03 A RU2006100765/03 A RU 2006100765/03A RU 2006100765 A RU2006100765 A RU 2006100765A RU 2311528 C2 RU2311528 C2 RU 2311528C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- pressure
- formation
- crack
- fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 43
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 description 22
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000001936 parietal effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам гидравлического разрыва пласта, и направлено на повышение продуктивности скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of hydraulic fracturing, and is aimed at increasing the productivity of wells.
Известны способы гидравлического разрыва пласта (ГРП), заключающиеся в первичном вскрытии пласта скважиной, вторичном вскрытии его перфорацией, нагнетании технологической жидкости при давлении, превышающем прочность пород призабойной зоны скважины и образовании трещины, ее заполнении высокопроницаемым и механически прочным материалом-наполнителем, который уплотняется при снижении давления и сжатии трещины (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К.Гиматутдинова. М., Недра, 1983, с.333-343).Known methods of hydraulic fracturing (Fracturing), which consists in the primary opening of the formation by the well, the second opening by perforation, injection of the process fluid at a pressure exceeding the strength of the rocks of the bottom-hole zone of the well and the formation of a crack, its filling with a highly permeable and mechanically strong filler material, which is compacted when pressure reduction and crack compression (Reference guide for the design of development and operation of oil fields. Edited by Sh.K. Gimatutdinova. M., Nedr 1983, s.333-343).
При существующих технологиях проведения ГРП в скважинах с глубинами свыше 1500 м образуется вертикальная трещина, распространяющаяся в противоположных направлениях от ствола в глубь пласта и по вертикали, ее заполнение осуществляется текучей смесью технологической жидкости и наполнителя (песок, проппант). Давление начала разрыва пласта значительно превышает предельно допустимое давление в колонне скважины, поэтому продуктивный интервал изолируется пакером, разобщающим кольцевое пространство с низким давлением и сообщающиеся НКТ и забой с высоким давлением. Создаваемая трещина проходит через продуктивные прослои и служит основным дренирующим пласт каналом.With existing technologies for hydraulic fracturing in wells with depths greater than 1,500 m, a vertical crack is formed, propagating in opposite directions from the trunk into the depth of the reservoir and vertically, its filling is carried out by a fluid mixture of process fluid and filler (sand, proppant). The pressure of the onset of fracturing significantly exceeds the maximum allowable pressure in the well string, therefore, the production interval is isolated by a packer, disconnecting the annular space with low pressure and communicating tubing and bottom with high pressure. The created crack passes through the productive layers and serves as the main drainage channel channel.
Недостатком существующих технологий проведения ГРП в пластах с изотропным в плоскости полем напряжений является возможность образования в заданном интервале пласта не более одной трещины, невозможность управления направлением развития трещины, сложность достижения равномерного ее заполнения, неизбежность ее сужения при снижении давления и сжатии. Для транспортировки и заполнения трещины используются специальные технологические жидкости - слабо фильтрующиеся гели, образующие корку на поверхности трещины, которая существенно снижает проницаемость пристеночного слоя и эффективность операции в целом.The disadvantage of existing technologies for hydraulic fracturing in formations with a stress field isotropic in the plane is the possibility of formation of no more than one crack in a given interval of the formation, the inability to control the direction of development of the fracture, the difficulty of achieving uniform filling, the inevitability of narrowing it when pressure and compression are reduced. For transportation and filling of the crack, special technological fluids are used - weakly filtering gels that form a crust on the surface of the crack, which significantly reduces the permeability of the parietal layer and the efficiency of the operation as a whole.
В многопластовых месторождениях и многослойных пластах для регулирования отбора и закачки по отдельным пропласткам используются селективные ГРП, состоящие в создании трещин в выделенных интервалах пласта или отдельных его пропластках (Ивин М.О., Малышев Г.А. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенствования технологии его выполнения. «Интервал», №11 (34), 2001, С.6-13). Недостаток селективных ГРП состоит в возможности образования только тонких трещин из-за ограничения их распространения в высоту и, как следствие, малой проводимости создаваемых трещин. Сложность регулирования процесса развития трещины по вертикали часто приводит к разгерметизации пропластка и вовлечения в процесс дренирования соседних водонасыщенных прослоев.In multilayer deposits and multilayer formations, selective hydraulic fracturing is used to control the selection and injection for individual layers, consisting of creating cracks in the selected intervals of the formation or its individual layers (Ivin M.O., Malyshev G.A. Analysis of hydraulic fracturing results at OJSC “Surgutneftegas” fields "And the main directions of improving the technology of its implementation." Interval ", No. 11 (34), 2001, S.6-13). The disadvantage of selective hydraulic fracturing is the possibility of the formation of only thin cracks due to the restriction of their propagation in height and, as a consequence, the low conductivity of the created cracks. The difficulty of regulating the process of vertical crack development often leads to depressurization of the interlayers and the involvement of neighboring water-saturated interlayers in the drainage process.
Для инициации начала образования трещин в выделенном интервале и предупреждения возможности трещинообразования вне выделенной зоны используют установку пакеров в колонне (в верхней и нижней границе обрабатываемой зоны), дополнительную перфорацию, присыпку нижнего интервала песком и т.д. Это значительно осложняет операции при проведении многоэтапных ГРП и повышает вероятность осложнений.To initiate the initiation of cracking in the selected interval and to prevent the possibility of crack formation outside the selected zone, use the installation of packers in the column (at the upper and lower boundaries of the treated zone), additional perforation, sanding of the lower interval with sand, etc. This greatly complicates the operation during multi-stage hydraulic fracturing and increases the likelihood of complications.
Наиболее близким аналогом заявляемого способа является метод гидравлического разрыва пласта, вскрытого стволом скважины, который не требует применения механизмов изоляции пласта. Способ включает размещение гидрореактивного инструмента, имеющего, по меньшей мере, одно создающее струю сопло, в стволе скважины рядом с пластом, в котором необходимо создать трещины, затем введения жидкости разрыва через это сопло против пласта под давлением, достаточным для создания в нем полости и разрыва пласта за счет давления торможения струи в этой полости (Патент США №5765642, кл. Е21В 43/114, 43/26, 43/27, 1996 г.).The closest analogue of the proposed method is the method of hydraulic fracturing, opened by the wellbore, which does not require the use of formation isolation mechanisms. The method includes placing a hydroreactive tool having at least one jet generating nozzle in the wellbore near the formation in which it is necessary to create cracks, then introducing a fracturing fluid through this nozzle against the reservoir under a pressure sufficient to create a cavity and a fracture in it formation due to the pressure of the drag of the jet in this cavity (US Patent No. 5765642, CL ЕВВ 43/114, 43/26, 43/27, 1996).
В данном изобретении вводимая струя жидкости может содержать расклинивающий агент, который оседает в трещине, когда давление создания струи жидкости медленно понижается и трещина смыкается. Кроме того, жидкость разрыва может содержать одну или несколько кислот для растворения пластовых материалов и увеличения созданной трещины. Этим методом возможно образования только вертикальной двукрылой трещины, т.к. при одновременной инициации серии трещин в разных направлениях развитие получает только та, где сопротивление минимально, а из-за быстрого снижения давления разрыва остальные трещины смыкаются на начальной стадии процесса. Для образования и закрепления протяженных трещин при этом используют слабо фильтрующиеся технологические жидкости, для увеличения ширины трещины - кислотные составы.In the present invention, the injected liquid stream may contain a proppant that settles in the crack when the pressure of the liquid stream slowly decreases and the crack closes. In addition, the fracturing fluid may contain one or more acids to dissolve the formation materials and increase the created crack. By this method, only a vertical dipteral crack can be formed, since with the simultaneous initiation of a series of cracks in different directions, only one develops where the resistance is minimal, and due to the rapid decrease in the fracture pressure, the remaining cracks close at the initial stage of the process. In this case, weakly filtering process fluids are used to form and fix extended cracks, and acid compositions are used to increase the crack width.
Недостатками данного способа, взятого в качестве прототипа, являются возможность образования только одной трещины, ориентированной в направлении максимального напряжения в пласте с анизотропией поля напряжения и случайно в пластах с изотропными полями напряжений, высокие утечки в пласт технологической жидкости, формирование на стенках трещины корки, впоследствии оказывающей негативное влияние на проницаемость пристеночного слоя.The disadvantages of this method, taken as a prototype, are the possibility of the formation of only one crack, oriented in the direction of maximum stress in the formation with anisotropy of the stress field and accidentally in formations with isotropic stress fields, high leakage into the formation of the process fluid, the formation of a crack on the walls of the crack, subsequently having a negative effect on the permeability of the parietal layer.
Моделирование процесса дренирования участка залежи скважиной с ГРП показывает, что продуктивность скважины возрастает при образовании из ствола скважины серии трещин, ориентированных в разных направлениях. Поэтому задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности способа путем последовательного создания в заданном интервале пласта множества взаимно пересекающихся в стволе скважины трещин с заданной азимутальной ориентацией каждой из них при пониженных утечках технологической жидкости в пласт и минимизации процессов коркообразования на поверхности создаваемых трещин.Modeling of the drainage process of a reservoir site with a hydraulic fracturing shows that well productivity increases when a series of cracks oriented in different directions form from the wellbore. Therefore, the objective of the claimed invention is to increase the efficiency of the method by sequentially creating in a given interval of the formation a plurality of cracks mutually intersecting in the wellbore with a given azimuthal orientation of each of them with reduced leakages of the process fluid into the formation and minimizing the processes of crust formation on the surface of the created cracks.
Поставленная задача предлагаемого технического решения достигается тем, что в способе гидравлического разрыва пласта, включающем вскрытие пласта вертикальной или наклонной скважиной, размещение в ней в заданном интервале пласта гидромониторного инструмента с серией струйных насадок, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта за счет давления торможения струи в каверне, согласно изобретению в пласте последовательно выполняется серия операций, в ходе каждой из которых образуется ориентированная в заданном направлении трещина. При этом с целью предупреждения коркообразования на стенках создаваемых трещин используются родственные к пластовому флюиду жидкости (дизельное топливо, стабильный газоконденсат и т.д.), а для снижения утечек в пласт разрыв осуществляется при повышенном забойном давлении, которое во избежание раскрытия ранее созданных трещин не должно превышать величины бокового горного давления.The task of the proposed technical solution is achieved by the fact that in the method of hydraulic fracturing, which includes opening a formation with a vertical or deviated well, placing a hydraulic monitor tool with a series of jet nozzles in it at a predetermined interval of the formation, pumping the working fluid through the jet nozzles of a hydraulic monitoring tool to form caverns in the formation , subsequent fracturing due to the braking pressure of the jet in the cavity, according to the invention, a series of opera is sequentially performed in the reservoir s, in each of which is formed in a predetermined direction oriented fracture. At the same time, in order to prevent crust formation on the walls of the created fractures, fluids related to the formation fluid are used (diesel fuel, stable gas condensate, etc.), and to reduce leakage into the formation, the gap is fractured at an increased bottomhole pressure, which, in order to avoid the opening of previously created cracks, does not must exceed the values of lateral rock pressure.
Сущность изобретения заключается в том, что в заданном интервале пласта последовательно образуют заданное количество соосных стволу скважины вертикальных трещин с заданной азимутальной ориентацией каждой из них. При этом образование каждой вертикальной трещины производят гидромониторным инструментом с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более 2 диаметров обсадной колонны, что обеспечивает формирование трещины в плоскости расположения каверн. Образование трещины из каверны происходит за счет давления торможения струи, которое должно превышать величину давления начала разрыва пласта. Для уменьшения утечек технологической жидкости в пласт при проведении разрыва и увеличения длины создаваемой трещины на забое скважины поддерживается высокое давление, что обеспечивает поддержание вокруг скважины воронки высокого давления, однако давление на забое во избежание раскрытия ранее созданных трещин должно быть ниже бокового горного давления. В качестве технологических жидкостей при этом могут быть использованы композиции, сродные по составу пластовым флюидам и не образующие на поверхности создаваемых трещин плотных низкопроницаемых корок, например для нефтяных скважин это могут быть загущенные дизельное топливо, стабилизированная нефть, газоконденсат и др.The essence of the invention lies in the fact that in a given interval of the formation, a predetermined number of vertical fractures coaxial to the wellbore with a given azimuthal orientation of each of them is successively formed. In this case, the formation of each vertical crack is carried out by a hydraulic monitoring tool with a series of jet nozzles located along the tool in two lines with a phasing of 180 ° and a distance between the nozzles in the line of not more than 2 casing diameters, which ensures the formation of a crack in the plane of the location of the caverns. The formation of cracks from the cavity occurs due to the braking pressure of the jet, which should exceed the value of the pressure at the beginning of the fracturing. To reduce the leakage of the process fluid into the formation during fracturing and increase the length of the created crack at the bottom of the well, high pressure is maintained, which ensures that a high-pressure funnel is maintained around the well, however, the pressure at the bottom to avoid the opening of previously created cracks should be lower than the side rock pressure. In this case, compositions that are similar in composition to formation fluids and do not form dense low-permeability crusts on the surface of created cracks can be used as process fluids, for example, for oil wells, these can be thickened diesel fuel, stabilized oil, gas condensate, etc.
Осуществляют заявляемый способ следующим образом.Carry out the inventive method as follows.
В вертикальную скважину с вскрытым перфорацией продуктивным пластом спускают и устанавливают в нижней части обрабатываемого интервала гидромониторный инструмент с четным количеством струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более 2 диаметров обсадной колонны скважины; количество насадок и их диаметр определяют на основании расчетов гидравлических потерь жидкости при движении в колонне труб при оптимальных расходах проведения операции. Затем в гидромониторный инструмент подают смесь воды с песком, и производится гидромониторная резка обсадной колонны скважины и образование каверн. Далее давление в затрубном пространстве повышают до 90% от величины бокового горного давления и в каверны подают рабочую жидкость при давлении торможения струи в кавернах выше давления начала разрыва пласта. В этих условиях образуется трещина, объединяющая все созданные при гидроперфорации каверны и ориентированная в плоскости их расположения. С момента обнаружения факта разрыва пласта в гидромониторный инструмент подается технологическая жидкость с проппантом. Высокая скорость поступающей в каверну струи и низкие утечки жидкости в пласт из-за высокого давления на забое обеспечивают предупреждение осаждения твердой фазы в близи ствола скважины, поэтому в качестве рабочей жидкости используют композицию, близкую по свойствам к пластовому флюиду, например загущенную нефть, дизельное топливо, стабилизированный газоконденсат и др. В результате при продвижении по трещине рабочей жидкости происходит ее поступление в пласт и рост концентрации твердой фазы в трещине, в результате чего происходит полное заполнение трещины твердой фазой. Объем рабочей жидкости определяют исходя из планируемых размеров создаваемой трещины. В результате создается трещина, максимально заполненная твердым наполнителем. После прекращения подачи рабочей жидкости в насадки давление в трещине снижают до величины давления в затрубном пространстве, и трещина смыкается. Затем производят поворот гидромониторного инструмента на заданный азимутальный угол и операцию повторяют, при этом создается и закрепляется трещина во вновь установленном направлении. Раскрытие ранее созданных трещин не происходит из-за того, что давление в них равно давлению на забое скважины и не превышает 80% от величины минимального давления смыкания трещин в заданном интервале пласта.In a vertical well with an open perforation, the reservoir is lowered and a hydromonitor tool with an even number of jet nozzles located along the tool in two lines with a phasing of 180 ° and a distance between nozzles in the line of no more than 2 diameters of the casing string is installed and installed in the lower part of the processed interval; the number of nozzles and their diameter are determined on the basis of calculations of hydraulic fluid loss during movement in a pipe string at optimal operation costs. Then, a mixture of water and sand is supplied to the hydromonitor tool, and hydromonitor cutting of the well casing and the formation of caverns are performed. Next, the pressure in the annulus is increased to 90% of the lateral rock pressure and the working fluid is supplied to the caverns at a jet braking pressure in the caverns above the pressure of the beginning of the formation fracturing. Under these conditions, a crack forms that unites all the caverns created during hydroperforation and oriented in the plane of their location. From the moment of the discovery of a fracture, a process fluid with proppant is supplied to the hydraulic monitor tool. The high velocity of the jet entering the cavity and the low leakage of fluid into the reservoir due to the high pressure at the bottom ensure the prevention of solid phase deposition in the vicinity of the wellbore, therefore, as a working fluid, a composition is used that is close in properties to the formation fluid, for example, thickened oil, diesel fuel , stabilized gas condensate, etc. As a result, when the working fluid moves along the crack, it enters the formation and the concentration of the solid phase in the crack increases, resulting in a complete solid filling of the crack. The volume of the working fluid is determined based on the planned size of the created crack. As a result, a crack is created that is maximally filled with solid filler. After the supply of working fluid to the nozzle is stopped, the pressure in the crack is reduced to the pressure in the annulus, and the crack closes. Then, the hydro-monitor tool is rotated by a predetermined azimuthal angle and the operation is repeated, and a crack is created and fixed in the newly established direction. The opening of previously created fractures does not occur due to the fact that the pressure in them is equal to the pressure at the bottom of the well and does not exceed 80% of the minimum fracture closure pressure in a given interval of the formation.
Таким образом, происходит последовательное образование в заданном интервале пласта заданного количества соосных стволу скважины вертикальных трещин с заданной азимутальной ориентацией каждой из них.Thus, a sequential formation of a given number of vertical cracks coaxial with the wellbore with a given azimuthal orientation of each of them occurs in a given interval of the formation.
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
Способ был реализован на скважине №3496 Западно-Сургутского месторождения. Результаты проведения работ по созданию двух взаимно пересекающихся трещин по этапам приведены на картограммах (см. фиг.1 и 2), где на фиг.1 представлена картограмма по этапу 1, на фиг.2 - по этапу 2. Описание работ приведено в таблице 1.The method was implemented at well No. 3496 of the West Surgut field. The results of the work on creating two mutually intersecting cracks in stages are shown on the cartograms (see Figs. 1 and 2), where Fig. 1 shows the cartogram in step 1, in Fig. 2 - in step 2. The description of the work is given in table 1 .
На первом этапе проведена гидропескоструйная перфорация (ГПП) с использованием в качестве рабочей жидкости воды с концентрацией песка 100 кг/м3, при расходе 1,6 м3/мин и давлении в затрубном пространстве 50 атм. Отмечено интенсивное поглощение воды: на 12-ой минуте с начала работы поглощено 40 м3 воды. Прорезка обсадной колонны произошла на 22-ой минуте с начала работ: отмечено резкое снижение давления, характерное для поглощения воды, начиная с 25-ой минуты приступили к закачке геля, на 26-ой минуте - к установке затрубного давления на проектном уровне (в процессе регулировки давление в затрубном пространстве повышалось до 130 атм).At the first stage, sandblasting (GSP) was carried out using water with a sand concentration of 100 kg / m 3 as a working fluid, at a flow rate of 1.6 m 3 / min and a pressure in the annulus of 50 atm. Intensive water absorption was noted: at the 12th minute from the start of work, 40 m 3 of water was absorbed. Cutting of the casing string occurred at the 22nd minute from the beginning of the work: a sharp decrease in pressure was observed, characteristic of water absorption, starting from the 25th minute they started to inject the gel, at the 26th minute they started installing the annular pressure at the design level (in the process adjusting the pressure in the annulus increased to 130 atm).
На 31-ой минуте гель поступил на забой скважины, на 32-ой минуте увеличены расход геля до 2.4 м3/мин и давление нагнетания до 360 атм, при этом давление в затрубном пространстве возросло в 2 раза; признаков ГРП не выявлено. Далее давление в затрубном пространстве увеличили до предельного 150 атм, давление в линии возросло до 425 атм, при котором на 37-ой минуте произошел разрыв пласта. Отмечено снижение давления в затрубном пространстве, на 40-ой минуте затрубное пространство перекрыли, давление в нем стабилизировалось на уровне 100 атм (80% величины бокового горного давления). Подача проппанта в трещину начата с 41-ой минуты и выполнялась в соответствии с утвержденным графиком. Для поддержания давления в затрубном пространстве на 41-ой минуте включен агрегат ЦА-320 на первой скорости, затем на 47-ой минуте процесса агрегат переведен на вторую скорость и на 50-ой минуте - на третью скорость подачи геля. К 52-ой минуте было откачано 14 т проппанта совместно с 29 м3 геля, средняя концентрация проппанта составила 480 кг/м3, максимальная концентрация в конце закачки проппанта составила 800 кг/м3.At the 31st minute, the gel entered the bottom of the well, at the 32nd minute, the gel flow rate was increased to 2.4 m 3 / min and the injection pressure to 360 atm, while the pressure in the annulus increased 2 times; signs of hydraulic fracturing were not detected. Further, the pressure in the annulus was increased to a limit of 150 atm, the pressure in the line increased to 425 atm, at which a fracture occurred at the 37th minute. A decrease in pressure in the annulus was noted, at the 40th minute the annulus was closed, the pressure in it stabilized at 100 atm (80% of the lateral rock pressure). Proppant feed into the fracture started from the 41st minute and was carried out in accordance with the approved schedule. To maintain pressure in the annulus at the 41st minute, the CA-320 unit was switched on at the first speed, then at the 47th minute of the process the unit was switched to the second speed and at the 50th minute to the third gel feed rate. By the 52nd minute, 14 tons of proppant were pumped out together with 29 m 3 of gel, the average proppant concentration was 480 kg / m 3 , the maximum concentration at the end of proppant injection was 800 kg / m 3 .
Продавка проппанта осуществлялась гелем при подаче жидкости (геля) в затрубное пространство. На 57-ой минуте подача жидкости в затрубное пространство прекращена, на 58-ой минуте остановлена закачка в скважину. Процесс продавки прошел без осложнений при расходе 2.4 м3/мин.Selling proppant was carried out by gel while supplying liquid (gel) to the annulus. At the 57th minute, the flow of fluid into the annulus was stopped; at the 58th minute, pumping into the well was stopped. The process of selling went without complications at a flow rate of 2.4 m 3 / min.
Процесс ГПП+ГРП на первом этапе проведен успешно, в пласт без осложнений закачено 14 т проппанта при средней концентрации 480 кг/м3 и максимальной концентрации 800 кг/м3. В процессе выполненной операции установлено, что проведение ГПП при повышенном затрубном давлении нецелесообразно из-за высоких потерь воды, интенсивное поглощение воды при ГПП приводит к повышению пластового давления в интервале проведенного ГРП, в результате чего давление разрыва пласта увеличивается; разрыв пласта отмечен при давлении 425 атм, развитие трещины происходило при 350-380 атм и затрубном давлении 100 атм.The process of GLP + hydraulic fracturing at the first stage was successful, 14 tons of proppant were pumped into the reservoir without complications at an average concentration of 480 kg / m 3 and a maximum concentration of 800 kg / m 3 . In the course of the performed operation, it was found that carrying out hydraulic fracturing at an increased annular pressure is impractical due to high water losses, intensive water absorption during hydraulic fracturing leads to an increase in reservoir pressure in the interval of hydraulic fracturing, as a result of which the fracture pressure increases; formation fracture was noted at a pressure of 425 atm, crack development occurred at 350-380 atm and an annular pressure of 100 atm.
Перед вторым этапом был выполнен подъем колонны НКТ, ее поворот на 90° и установка в заданном интервале. На втором этапе ГПП проводилась при свободной циркуляции воды с песком (см. фиг.2). Вскрытие колонны ГПП отмечено на 11-ой минуте процесса, что отчетливо видно на характеристике процесса (см. фиг.2). Из характеристики видно, что поглощение воды начато с момента вскрытия обсадной колонны, отсюда следует, что ранее созданная трещина была заблокирована гелем и потери рабочей жидкости через нее были незначительны. На 20-ой минуте произведен переход на подачу геля с расходом 2.4 м3/мин, на 24-ой минуте произведено перекрытие затрубного пространства, что привело к росту затрубного давления до 75 атм (см. картограмму на фиг.2). На 28-ой минуте процесса отмечено резкое снижение давления в затрубном пространстве, произошел разрыв пласта. На 29-ой минуте с начала процесса отмечено снижение давления в затрубном пространстве и давления нагнетания, что является следствием разрыва пласта. Переход агрегата ЦА-320 на третью скорость нагнетания не привел к росту давления в затрубном пространстве, что свидетельствует об интенсивном развитии трещины и эжектировании в нее из затрубного пространства нагнетаемой жидкости, т.е. гидроперфорационные отверстия работают как струйные насосы, создавая зону разрежения в затрубном пространстве.Before the second stage, the tubing string was raised, rotated 90 °, and installed in a predetermined interval. In the second stage, the GLP was carried out with free circulation of water with sand (see figure 2). The opening of the GPP column was noted at the 11th minute of the process, which is clearly visible on the process characteristics (see figure 2). It can be seen from the characteristic that water absorption began from the moment the casing was opened, it follows that the previously created crack was blocked by a gel and the loss of working fluid through it was insignificant. At the 20th minute, a transition was made to the gel supply with a flow rate of 2.4 m 3 / min, at the 24th minute the annulus was overlapped, which led to an increase in annular pressure to 75 atm (see the chart in figure 2). At the 28th minute of the process, a sharp decrease in pressure in the annulus was noted, and the formation fractured. At the 29th minute from the beginning of the process, a decrease in pressure in the annulus and injection pressure was observed, which is a consequence of a fracture. The transition of the CA-320 aggregate to the third injection rate did not lead to an increase in pressure in the annulus, which indicates the intensive development of the crack and ejection of the injected fluid from it into the annulus, i.e. hydroperforation holes work like jet pumps, creating a rarefaction zone in the annulus.
Начиная с 31-ой минуты производилась подача проппанта (см. таблицу). Всего в пласт закачено 17.8 т проппанта.Starting from the 31st minute, proppant was delivered (see table). In total, 17.8 tons of proppant were pumped into the reservoir.
Анализ картограмм показывает, что процесс повторного ГРП был начат из новых перфорационных отверстий и каверн, созданных при ГПП, он был независим от ранее созданной трещины, т.е. плоскости трещин не совпадали. В результате в одном интервале пласта были созданы две независимые плоскости трещин.An analysis of the cartograms shows that the process of repeated hydraulic fracturing was started from the new perforations and cavities created during the hydraulic fracturing, it was independent of the previously created fracture, i.e. the plane of the cracks did not match. As a result, two independent fracture planes were created in one reservoir interval.
Применение предложенного способа гидравлического разрыва пласта позволит дренировать участок пласта через систему из двух взаимно пересекающихся под углом 90 град трещин, в результате чего увеличивается продуктивность скважины и равномерность выработки запасов (увеличивается коэффициент охвата).The application of the proposed method of hydraulic fracturing will drain a section of the reservoir through a system of two mutually intersecting at an angle of 90 degrees of cracks, which increases the productivity of the well and the uniformity of the development of reserves (increases the coverage factor).
Способ гидравлического разрыва пластаThe method of hydraulic fracturing
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006100765/03A RU2311528C2 (en) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Method for hydraulic reservoir fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006100765/03A RU2311528C2 (en) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Method for hydraulic reservoir fracturing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006100765A RU2006100765A (en) | 2007-07-20 |
| RU2311528C2 true RU2311528C2 (en) | 2007-11-27 |
Family
ID=38430855
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006100765/03A RU2311528C2 (en) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Method for hydraulic reservoir fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2311528C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2462589C1 (en) * | 2011-05-18 | 2012-09-27 | Николай Митрофанович Панин | Device for formation hydraulic fracturing (versions) |
| RU2531716C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2538009C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method |
| RU2537719C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well |
| RU2592582C1 (en) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing |
| RU2601881C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole |
| US10458216B2 (en) | 2009-09-18 | 2019-10-29 | Heat On-The-Fly, Llc | Water heating apparatus for continuous heated water flow and method for use in hydraulic fracturing |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4714115A (en) * | 1986-12-08 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| SU1745903A1 (en) * | 1989-07-24 | 1992-07-07 | А.В. Бакулин и В.Н. Бакулин | Method for hydraulic fracturing of formation |
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
| US5765642A (en) * | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| RU2176021C2 (en) * | 1998-06-11 | 2001-11-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing |
-
2006
- 2006-01-10 RU RU2006100765/03A patent/RU2311528C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4714115A (en) * | 1986-12-08 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| SU1745903A1 (en) * | 1989-07-24 | 1992-07-07 | А.В. Бакулин и В.Н. Бакулин | Method for hydraulic fracturing of formation |
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
| US5765642A (en) * | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| RU2176021C2 (en) * | 1998-06-11 | 2001-11-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10458216B2 (en) | 2009-09-18 | 2019-10-29 | Heat On-The-Fly, Llc | Water heating apparatus for continuous heated water flow and method for use in hydraulic fracturing |
| US10851631B2 (en) | 2009-09-18 | 2020-12-01 | Heat On-The-Fly, Llc | Water heating apparatus for continuous heated water flow and method for use in hydraulic fracturing |
| US11187067B2 (en) | 2009-09-18 | 2021-11-30 | Heat On-The-Fly, Llc | Water heating apparatus for continuous heated water flow and method for use in hydraulic fracturing |
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2462589C1 (en) * | 2011-05-18 | 2012-09-27 | Николай Митрофанович Панин | Device for formation hydraulic fracturing (versions) |
| RU2531716C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| RU2538009C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method |
| RU2537719C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well |
| RU2592582C1 (en) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing |
| RU2601881C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006100765A (en) | 2007-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103306660B (en) | A kind of method of shale gas reservoir fracturing volume increase | |
| CN106567702B (en) | Method for improving complexity index of deep shale gas crack | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| US7748458B2 (en) | Initiation and propagation control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| CN110761766B (en) | A control technology for selective dissolution mining of layered salt rock | |
| CN103089224A (en) | Fracturing method for comprehensively controlling fracture height | |
| CN103967470B (en) | A kind of horizontal well mud stone wears lamination cracking method | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| US20190242231A1 (en) | Method for stimulating oil and gas reservoir volume by forming branch fractures in main fracture | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| CN106337673A (en) | A multi-stage fracturing process string and its construction method | |
| RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
| CN109630086A (en) | A kind of energization refracturing process for old well | |
| CN112343560A (en) | Fracturing and sand prevention combined process method for exploiting low-permeability reservoir natural gas hydrate | |
| CN115478827A (en) | A staged fracturing method for horizontal well casing without cementing in hydrate reservoir | |
| RU2311528C2 (en) | Method for hydraulic reservoir fracturing | |
| CN105443100A (en) | A fracturing method for controlling fracture height by fixed-surface perforation | |
| US4688637A (en) | Method for induced flow recovery of shallow crude oil deposits | |
| CN108457634A (en) | Shale horizontal well cuts fracturing process and abradant jet cutting tool | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well |