RU2453694C1 - Способ гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453694C1 RU2453694C1 RU2011136772/03A RU2011136772A RU2453694C1 RU 2453694 C1 RU2453694 C1 RU 2453694C1 RU 2011136772/03 A RU2011136772/03 A RU 2011136772/03A RU 2011136772 A RU2011136772 A RU 2011136772A RU 2453694 C1 RU2453694 C1 RU 2453694C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- proppant
- volume
- fracturing
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 63
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 7
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 101000883582 Bacillus subtilis (strain 168) HTH-type transcriptional regulator DegA Proteins 0.000 description 1
- 241000282372 Panthera onca Species 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- XPYGGHVSFMUHLH-UUSULHAXSA-N falecalcitriol Chemical compound C1(/[C@@H]2CC[C@@H]([C@]2(CCC1)C)[C@@H](CCCC(O)(C(F)(F)F)C(F)(F)F)C)=C\C=C1\C[C@@H](O)C[C@H](O)C1=C XPYGGHVSFMUHLH-UUSULHAXSA-N 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. Обеспечивает повышение качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения: производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование. При удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции. Закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва. Заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления. Возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв. Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3. Затем выполняют пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме до 1 м3 с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 и опять жидкость разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3. Производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоне до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3. Останавливают продавку и производят запись спада давления. Производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания тр�
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.
Известен способ гидроразрыва подземного пласта, который включает первую стадию, в процессе которой осуществляют закачивание в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загуститель с образованием трещины в пласте, вторую стадию, в процессе которой вводят проппант в закачиваемую жидкость гидроразрыва для предотвращения закрытия трещины, дополнительно в жидкость гидроразрыва вводят агенты для образования кластеров проппанта, или увеличения прочности кластеров проппанта, или повышения транспортирующей способности жидкости гидроразрыва (Патент РФ №2404359, опубл. 20.11.2010).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, который включает закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин. При этом гидроразрывная жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют по аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта тяжелее жидкости, или по другому аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта легче жидкости (Патент РФ №2402679, опубл. 27.10.2010 - прототип). Способ обеспечивает увеличение проводимости трещины после ее закрытия за счет предотвращения поперечной миграции частиц проппанта внутри трещины и снижения скорости их осаждения.
Известные способы не позволяют в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным.
В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию.
Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, согласно изобретению предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.
При выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.
Сущность изобретения
При проведении гидроразрыва пласта не удается в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным. При проведении процесса гидроразрыва пласта на ряде скважин выявляются проблемы с невозможностью успешного проведения процесса, связанного со значительными гидравлическими потерями при прохождении проппантно-гелевой смеси через интервал перфорации и призабойную часть пласта, что связано с недостаточной гидравлической связью пласта со стволом скважины, а именно извилистостью, недостаточной плотностью перфорационных отверстий, значительным углом входа траектории ствола скважины в продуктивный пласт. При этом при гидроразрыве зачастую проявляется многотрещинность. В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Задача решается следующей совокупностью операций.
Для реализации гидроразрыва помимо прочих могут быть использованы следующие компоненты:
1. гелеобразователь:
- ГПГ-3 ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WG-40DS, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Jaguar 415, производитель "New energy resources", США;
2. стабилизатор глин:
- калий хлористый «мелкий» ГОСТ 4568-95, Россия;
- WCS-100, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Stabilizer 10, производитель "New energy resources", США;
3. деэмульгатор:
- WNE-135, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Sulfactant non-2, производитель "New energy resources", США;
- DSCo DM-1, производитель "Chevron Phillips Chemical Company LP" США;
4. активатор деструкции:
- ПАВ-РД ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- ЕВ-А, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- AP-Activator, производитель "New energy resources", США;
5. деструктор:
- деструктор ХВ ТУ 2499-074-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WGB-1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Breaker Р, производитель "New energy resources", США;
6. сшиватель:
- Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WGXL-10.1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Crosslinker, производитель "New energy resources", США.
Воду с растворенным в ней гелеобразователем называют гель. Гель со сшивателем называют сшитый гель. Сшитый гель со стабилизатором глин, деэмульгатором, регулятором деструкции геля и деструктором геля называют жидкость разрыва. Жидкость разрыва с проппантом называют проппантно-гелевой смесью.
Первоначально на основании имеющихся геологических данных составляют план выполнения гидроразрыва, который уточняют в ходе пробной закачки и составляют уточненный план.
Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером над интервалом продуктивного пласта. Все работы проводят при посаженном пакере.
По окончании доставки и расстановки оборудования на территории скважины производят обвязку нагнетательной линии с устьевой арматурой и подключение выносных датчиков, производят набор технической воды для проведения тестовой закачки. В процессе набора воды производят отбор проб технической воды из каждой автоцистерны и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода, определяют температуру. Содержание свободных ионов водорода рН должно быть в пределах 6,5-8,5, температура - в пределах 10-40°С.
По окончании набора воды производят тестовое приготовление жидкости разрыва - тест на распускание и сшивку. К воде добавляют гелеобразователь. На смесительной установке типа «Warell» производят перемешивание в течение 15-20 мин, затем на измерительном приборе «Fann-35» производят замер вязкости полученной суспензии (при температуре 23°С вязкость должна составлять 21 сП+/-2 сП). При удовлетворительном результате в полученную суспензию при постоянном перемешивании добавляют сшиватель геля. Время сшивки, т.е. структурообразования состава, должно быть не более 10 с.
При удовлетворительном результате производят загрузку гелеобразователя. По окончании загрузки расчетного количества реагента производят технологическую выдержку в течение 15-20 мин на распускание, т.е. на растворение гелеобразователя при постоянном перемешивании при помощи центробежного насоса - блендера MS-60 или МТ-60 по системе блендер - смесительная емкость. По истечении времени перемешивания вновь берут пробу полученного геля, замеряют температуру и вязкость отобранной пробы и вновь проверяют на сшивку. При удовлетворительных результатах производят добавление оставшихся реагентов: регулятора деструкции геля, стабилизатора глин. После добавления и доведения до гомогенного состояния путем перемешивания в течение 25-30 мин производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Проводят тестовую закачку. При тестовой закачке первым этапом является замена объема скважины на жидкость разрыва. Замену производят путем нагнетания жидкости разрыва с пониженным расходом 1,5-1,8 м3/мин в ствол скважины. По мере закачки для образования жидкости разрыва в поток дозирующим насосом подают сшиватель геля и деструктор сшитого геля. Замену объема производят из расчета объема колонны насосно-компрессорных труб до пакерного оборудования + подпакерная зона до кровли интервала перфорации, т.е. всего от 5,5 до 9,5 м3 в зависимости от применяемого скважинного оборудования и конструкции скважины. Закачав необходимый объем жидкости разрыва, закачку останавливают. Производят запись спада давления в течение 10 мин для оценки изменения потерь на трение и реакции пластов на нагнетание жидкости с низкой скоростью. Замена объема необходима для устранения погрешностей при обработке результатов тестовой закачки, т.к. при инициации разрыва пласта на воде (с динамической вязкостью менее 2-3 сП) геометрия получаемой трещины является нехарактерной, что связано с высоким процентом отфильтровования в пласт и большими потерями на трение при движении по стволу скважины и трещине в пласте.
По окончании записи спада давления возобновляют закачку жидкости разрыва уже с расходом на гидравлический разрыв. При этом вначале закачивают «подушку», т.е. объем жидкости от 3 до 6 м3. Подушка - это объем жидкости, необходимый для выхода насосных агрегатов на расход и повторного раскрытия трещины в пласте. Затем в жидкость разрыва подают пробную пачку проппанта в объеме 500-1000 кг с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 для блендера МТ-60 и 120-200 кг/м3 для блендера MS-60, где начальная концентрация связана с ограничениями по работе применяемого оборудования. Объем закачиваемого проппанта возможно варьировать до 1 т, что зависит от эффективной толщины пласта объекта гидроразрыва. При толщине пласта до 4-х м достаточно 500 кг, при толщине от 4-х м и более целесообразно применение большего объема. Проницаемость пласта большой разницы не играет, так как в первую очередь важно распределение входящего объема проппанта пробной пачки максимально по всей высоте инициированной трещины, а точнее интервала перфорации объекта гидроразрыва. Объем закачиваемой проппантно-гелевой смеси может варьироваться в зависимости от объема пробной пачки и концентрации подачи проппанта. При соблюдении проектных данных, например объем проппанта 500 кг, концентрация от 30 до 200 кг/м3, объем смеси должен составить 4,4 м3.
После закачки пробной пачки проппанта с концентрацией до 200 кг/м3 и доведения ее до интервала перфорации отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине. Идеальное состояние гидродинамической связи с пластом не дает роста устьевого давления и при движении его по пласту оно также не изменяется. Рост давления при прохождении пробной пачки через интервал перфорации до 1 МПа является признаком удовлетворительной связи и позволяет провести процесс гидроразрыва без изменений основного плана. Наличие роста давления от 1 до 2,5 МПа является признаком возможности получения осложнения на концентрациях проппаната более 350-400 кг/м3, т.е. получение значительного роста устьевого давления вплоть до получения преждевременного «СТОПа» - прекращения приемистости пласта. Наличие роста давления от 2,5 и более МПа является признаком получения преждевременного «СТОП» уже на минимальных концентрациях проппанта от 200 и более кг/м3.
При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину от 1 до 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40,16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях до 200 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию против закладываемого стандартного объема при проектировании до 500 кг. При этом получаемый эрозийный эффект за счет разрушения породы на стенках трещины позволяет увеличить радиус извилистости трещины в призабойной части пласта и очистки перфорационных отверстий. Эффективность данного мероприятия оценивается по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа позволяет сделать вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3.
При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину более 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40, 16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях (30-120 кг) до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки последующей стадии 120-200 кг/м3 до 1800-2000 кг против запланированных по проекту 1200 кг и увеличения расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин против проектных 2,4-2,6 м3/мин. При наличии снижения устьевого давления на 1 и более МПа расход закачки жидкости остается неизменным, дальнейшие стадии подачи проппанта закачиваются с концентрацией согласно плана. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 300-350 кг/м3. При наличии роста устьевого давления в процессе закачки данных стадий более 12-15 МПа от начального подачу проппанта останавливают и приступают к продавке проппантно-гелевой смеси.
По окончании закачки пробной пачки проппанта производят его продавку в пласт. При этом первые 1,5-1,6 м3 продавки производят жидкостью разрыва, что необходимо для исключения размазывания части проппанта по стенкам колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны за счет перемешивания жидкостей с различной вязкостью. Затем подачу сшивателя и деструктора возможно прекратить и оставшийся объем продавки производят на геле в суммарном объеме «колонна насосно-компрессорных труб + подпакерная зона до кровли интервале перфорации +3 м3» для оттеснения пробной пачки проппанта в глубь трещины для определения степени потерь давления на трение в призабойной зоне пласта. После закачки производят остановку насосных агрегатов, производят запись спада давления в течение 1 часа. При этом в режиме реального времени производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. На основе комплекса программ «Meyer» полученные данные обрабатывают, где по зависимостям линейных уравнений Хорнера и Нолти-Смита получают данные: эффективность работы жидкости разрыва, значение чистого давления, градиент напряжения в пласте-объекте гидроразрыва, время и давления смыкания трещины, поровое давление в коллекторе, гидравлические потери давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных, таких как градиенты напряжения по разрезу пластов выше и ниже объекта гидроразрыва, значения фильтрации жидкости и мгновенных утечек, значение модуля Юнга к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные загружают в компьютер для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и составления уточненного измененного плана проведения гидроразрыва (концентрации и количества закачки проппанта, объема подушки, скорости закачки и порядка изменения концентрации при подаче деструктора) при основном процессе гидроразрыва.
На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технической воды и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста приступают к проведению гидроразрыва пласта.
Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации.
Деструктор вводят в поток нагнетаемой жидкости при помощи насоса подачи сухих химических реагентов в соответствии со скоростью нагнетания. Насос подачи сухих химических реагентов включает в себя шнек для дозированной подачи сухого деструктора. Управление дозировкой подачи сухого деструктора осуществляют двумя способами. В случае использования в качестве смесительного агрегата блендер МТ-60 - с пульта управления вручную, в случае использования в качестве смесительного агрегата блендер MS-60 - в автоматическом режиме путем изменения параметров в программе управления блендером Accufrac. В обоих случаях запланированное изменение концентраций подачи деструктора производят одинаково.
При закачке первой порции проппантно-гелевой смеси с концентрацией проппанта до 300 кг/м3 дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. При закачке второй порции проппантно-гелевой смеси (концентрация проппанта свыше 300 кг/м3) дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов.
По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и в течение 15 минут производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом (гидроудары), отсутствии эффекта перепродавки. После чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления и деструкции геля.
По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов следующим образом: при давлении свыше 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится с расходом не более 30 л/мин до атмосферного давления, при давлении менее 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки.
Далее устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем оборудования. Затем производят спуск пера-воронки (на 20-30 м выше устанавливается свабный ограничитель), производят промывку забоя, оборудование приподнимают на 100-150 м выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют, устанавливают лубрикатор и приступают к освоению скважины методом свабирования. Процесс освоения скважины продолжают до получения притока скважинного флюида, но не более объема закаченной жидкости (объем жидкости разрыва, закаченного в скважину в процессе всего гидроразрыва). Уровень жидкости снижают с таким расчетом, чтобы гидростатическое давление на забое не было ниже давления насыщения. После получения пластового флюида или снижения уровня жидкости ниже допустимого уровня процесс свабирования останавливают, спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1.
Проводят гидроразрыв пласта в нагнетательной скважине.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1805-1811 м.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: пласт Д1а; Д1б1 (1821-1828 м).
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1812,8 м.
Пакер марки Р110 спущен на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1770 м и посажен.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-488 м3/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=13 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости 1,05 г/см3 без предварительного насыщения ПЗП.
Применяемое оборудование: два насоса FS 2251, один насос AHA 105М, блендер МТ 60, смесительные емкости объемом 50 м3 две единицы, проппантовоз с раздельной подачей фракций проппанта.
Проектные данные: объем геля 101 м3 на основе комплекта реагентов «Эконотек» (на жидкой основе WG 40 LDS), количество проппанта 15 т (20/40-3 т, 16/30-9 т, 12/18-3 т). Предлагаемый расход жидкости 2,6 м3/мин, ожидаемые устьевые давления Рнач=32,5 МПа, Рраб=28 МПа, Ркон=33 МПа. Предполагаемая длина трещины (одно крыло) 76 м, закрепленная длина 56 м, высота трещины 21,2 м, закрепленная - 4,4 м. Чистое давление разрыва 8,2 МПа. Максимальная ширина трещины 24 мм у интервала перфорации, остаточная ширина после снятия давления 3,1 мм.
Краткое описание проделанных работ при гидроразрыве пласта.
Производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 26 м3 на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м3. Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Производят закачку в колонну насосно-компрессорных труб и замену объема колонны насосно-компрессорных труб на жидкость разрыва в объеме 7,9 м3 с расходом 1,6 м3/мин при начальном давлении, равном 23,4 МПа, и конечном давлении, равном 23,7 МПа. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 18 м3 жидкости разрыва с добавлением 530 кг проппанта фракции 20/40 с концентрацией до 188 кг. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 1,5 МПа. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность жидкости 57%, время закрытия трещины - 19 мин.
Т. о. выявлен рост устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа. Увеличивают объем закачиваемого проппанта малой фракции 20/40 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, а эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по уточненному плану.
В проектные данные были внесены следующие изменения - во избежание прорыва в нижележащий пласт Д1а расход уменьшен до 2,4 м3/мин, увеличена степень агрессивности подачи проппанта на средних и конечных стадиях, максимальная концентрация с 900 кг/м3 уменьшена до 800 кг/м3, но при этом увеличен ее объем с 1000 до 1600 кг на стадию (для увеличения плотности набивки к призабойной части пласта). Объем жидкости разрыва на основной процесс уменьшен на 10 м3.
Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.
Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме 5 м3, пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме 1 м3 с концентрацией от 100 кг/м3 и продавку в пласт, при этом первые 1,5 м3 продавки производят на сшитом геле, затем подачу сшивателя прекращают и оставшийся объем продавки производят на несшитом геле в суммарном объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 3 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Продавку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями. В первой порции устанавливают концентрацию проппанта 250 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. Во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 400 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов. Давление на устьевом манометре свыше 4 МПа, поэтому стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса гидроразрыва получены следующие данные: длина трещины (одно крыло) 132 м, закрепленная - 124 м, высота трещины общая 12 м, закрепленная - 8 м, признаки прорыва в нижележащий пласт отсутствуют. Ширина трещины после снятия давления 4,5 мм с концентрацией проппанта в интервале продуктивной части пласта до 10-12 кг/м2 против проектного 7-8 кг/м2.
Скважина введена в эксплуатацию через 24 часа после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью более 800 м3/сут.
Пример 2 (контрольный).
Для сравнения был проведен стандартный гидроразрыв на аналогичной скважине.
Назначение скважины: нагнетательная.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1723,8-1727 м.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.
Конструкция скважины и спущенного оборудования:
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве, перфорацией не вскрыты.
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1732 м.
Пакер марки Р110 спущен на НКТ диаметром 89 мм на глубину 1770 м.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-280 м3/сут, Рнач - 90 МПа, Ркон-11,0 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости плотностью 1,05 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны пласта.
Применяемое оборудование:
Два насоса FS 2251, блендер MS 60, смесительные емкости объемом 50 м3 одна единица, проппантовоз с раздельной подачей фракции проппанта.
Тестовая закачка: Произвели замену объема на жидкость разрыва в объеме 7,8 м3, в момент запуска насосов мгновенный рост давления до 28,7 МПа и затем резкий спад до 24,6 МПа и затем плавное снижение до 22,7 МПа. Конечное давление 23,3 МПа при расходе 1,6 м3/мин (2 гидроудара). Тестовую закачку произвели с расходом 3,0 м3/мин. Пробная пачка с концентрацией 186 кг/м3 при прохождении интервала перфорации дала рост давления на 1,2 МПа, при движении по пласту роста не наблюдалось, 2 гидроудара. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность работы жидкости 49%, время закрытия 1-й трещины 2 мин, второй 48 мин.
Основной процесс гидроразрыва пласта:
Максимальная концентрация проппанта 1200 кг/м3. Признак разрыва получен на 3 м3 закачки при расходе в 3,0 м3/мин. Рост давления начался при входе в пласт концентрации 700-750 кг/м3. Продавка осуществлена в полном объеме, процесс выполнен. Упаковка плотная, 1 гидроудар.
Закачено 9 т проппанта 20/40-3 т, 16/30-5 т, 12/18-1 т с расходом 3 м3/мин. По результатам обработки получены следующие результаты: длина трещины 41,9 м, закрепленная 30,4 м, ширина трещины у интервала перфорации 32 мм, остаточная после снятия давления 3,7 мм. Концентрация проппанта в продуктивной части пласта 7,3 кг/м2. Высота трещины 14,7 м.
Скважина введена в эксплуатацию через 48 часов после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью порядка 650 м3/сут.
Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.
| Таблица 1. | ||
| Сопоставительные параметры | Предложенный способ | Контрольный способ |
| Площадь | Березовская | Березовская |
| Назначение скважины | Нагнетательная | Нагнетательная |
| Мощность перфорированной части пласта, м | 3,8 | 6 |
| Литология коллектора | Заглинизированный песчаник | Заглинизированный песчаник |
| Стоимость проведения работ, руб. | 1210000 | 1350000 |
| Объем проппанта, т | 9 | 15 |
| Расход при закачке, м3/мин | 3 | 2,3-2,4 |
| Тип химических реагентов жидкости разрыва | Химеко | Жидкий Эконотек |
| Эффективность работы жидкости (% утечек с учетом влияния расхода) | 49% | 57% |
| Длина трещины/закрепленная длина трещины (одно крыло), м | 132/124 | 41,9/30,4 |
| Высота трещины (общая), м | 14,7 | 12 |
| Ширина трещины/ширина после смыкания, мм | 32/3,7 | 24,6/4,7 |
| Концентрация проппанта в призабойной части пласта, кг/м3 | 7,3 | 10-12 |
Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить более длинную трещину гидроразрыва с меньшей концентрацией проппанта в трещине. Повышается качество контроля за процессом гидроразрыва, ускоряется ввод скважины в эксплуатацию.
Применение предложенного способа позволит повысить качество контроля над процессом гидроразрыва пласта и ускорить ввод скважины в эксплуатацию.
Claims (2)
1. Способ гидроразрыва пласта, включающий закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоне до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453694C1 true RU2453694C1 (ru) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681097
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136772/03A RU2453694C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453694C1 (ru) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494243C1 (ru) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2540712C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2540713C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2541974C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2544343C1 (ru) * | 2014-02-05 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой |
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2563901C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| WO2016003303A1 (ru) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин |
| RU2582150C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2583803C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2588081C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2608380C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| RU2612417C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2658400C1 (ru) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| CN111456709A (zh) * | 2020-04-20 | 2020-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于测井曲线的水平井多级压裂分段分簇方法 |
| CN111680419A (zh) * | 2020-06-04 | 2020-09-18 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | 一种评价页岩气水平井泵送射孔压裂液使用效率的方法 |
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
| CN114427417A (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用 |
| CN114439444A (zh) * | 2020-11-05 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层压裂方法及设备 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2395680C2 (ru) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения проводимости трещины в пространстве между опорами, выполненными из проппанта |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2424428C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта с использованием реологической модели для оптимизации текучей среды |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136772/03A patent/RU2453694C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2424428C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта с использованием реологической модели для оптимизации текучей среды |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2395680C2 (ru) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения проводимости трещины в пространстве между опорами, выполненными из проппанта |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494243C1 (ru) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2544343C1 (ru) * | 2014-02-05 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой |
| RU2541974C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2540713C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2540712C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| WO2016003303A1 (ru) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| RU2688700C2 (ru) * | 2014-06-30 | 2019-05-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин |
| RU2563901C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2658400C1 (ru) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины |
| RU2566542C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
| RU2582150C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2583803C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2588081C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2612417C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2608380C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-01-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| CN111456709A (zh) * | 2020-04-20 | 2020-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于测井曲线的水平井多级压裂分段分簇方法 |
| CN111456709B (zh) * | 2020-04-20 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于测井曲线的水平井多级压裂分段分簇方法 |
| CN111680419A (zh) * | 2020-06-04 | 2020-09-18 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | 一种评价页岩气水平井泵送射孔压裂液使用效率的方法 |
| CN114427417A (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用 |
| CN114439444A (zh) * | 2020-11-05 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层压裂方法及设备 |
| CN114439444B (zh) * | 2020-11-05 | 2024-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层压裂方法及设备 |
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453694C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| RU2453695C1 (ru) | Способ гидроразрыва продуктивного пласта | |
| US4109721A (en) | Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment | |
| US20060243437A1 (en) | Method for fracture stimulating well bores | |
| NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
| WO2013173725A2 (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| RU2747277C2 (ru) | Система и способ закачки рабочих жидкостей в линию закачки высокого давления | |
| US20140057813A1 (en) | Hydraulic fracturing with improved viscosity liquefied industrial gas based solution | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2541974C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| CA2777449C (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| WO2019099022A1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| US11933154B2 (en) | High-pressure manifold for well stimulation material delivery | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2583803C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| US8733443B2 (en) | Inducing flowback of damaging mud-induced materials and debris to improve acid stimulation of long horizontal injection wells in tight carbonate formations | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| US6216786B1 (en) | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation | |
| RU2563901C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| CA3084433A1 (en) | Method for generating conductive channels within fracture geometry | |
| RU2551571C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |