RU2459947C1 - Formation hydraulic fracturing method - Google Patents
Formation hydraulic fracturing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459947C1 RU2459947C1 RU2011142240/03A RU2011142240A RU2459947C1 RU 2459947 C1 RU2459947 C1 RU 2459947C1 RU 2011142240/03 A RU2011142240/03 A RU 2011142240/03A RU 2011142240 A RU2011142240 A RU 2011142240A RU 2459947 C1 RU2459947 C1 RU 2459947C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- formation
- injection
- pressure
- vol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing.
Известен способ разрыва пласта, включающий нагнетание суспензии полимера и расклинивающего материала (Патент РФ №2097547, опубл. 27.11.1997).A known method of fracturing, including pumping a suspension of polymer and proppant material (RF Patent No. 2097547, publ. 11/27/1997).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разрыва пласта, включающий закачку в скважину 5-6%-ной суспензии водонабухающего высокомолекулярного соединения в пластовой воде, а давление разрыва создают при набухании высокомолекулярного соединения в поровом пространстве пласта (Патент РФ №2183264, опубл. 10.06.2002 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of fracturing, which includes injecting into the well a 5-6% suspension of a water-swelling high molecular weight compound in the formation water, and the fracturing pressure is created when the high molecular weight compound swells in the pore space of the formation (RF Patent No. 2183264, publ. 10.06.2002 - prototype).
Недостатком известных способов является низкая успешность процесса вследствие того, что при набухании полимера не происходит растрескивания породы и не происходит образования трещины разрыва, а возникает лишь кольматация пор коллектора набухающим полимером. Дальнейшая закачка закрепляющего материала типа песка (проппанта) становится бессмысленной. Вместо увеличения проницаемости околоскважинной зоны, увеличения дебита или приемистости скважины получается снижение проницаемости и уменьшение дебита или приемистости скважины.A disadvantage of the known methods is the low success of the process due to the fact that when the polymer swells, no cracking of the rock occurs and there is no rupture crack, but only the pores of the collector are clogged with the swelling polymer. Further injection of fixing material such as sand (proppant) becomes meaningless. Instead of increasing the permeability of the near-wellbore zone, increasing the flow rate or injectivity of the well, a decrease in permeability and reducing the flow rate or injectivity of the well are obtained.
В предложенном изобретении решается задача повышения успешности проведения гидроразрыва.The proposed invention solves the problem of increasing the success of hydraulic fracturing.
Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем предварительную закачку материала в пласт и проведение гидроразрыва пласта, согласно изобретению предварительную закачку материала проводят до установления максимального давления закачки, при установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта, а в качестве предварительно закачиваемого материала используют обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,35-0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05-0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170-1180 кг/м3 в количестве 0,5-0,6 об. ч.The problem is solved in that in the method of hydraulic fracturing, including pre-injection of the material into the reservoir and hydraulic fracturing, according to the invention, the preliminary injection of the material is carried out until the maximum injection pressure is established, at the set injection pressure, the fracturing is started, and as the pre-injected material, inverse oil emulsion, including commercial oil in an amount of 0.35-0.45 vol. hours, emulsifier in an amount of 0.05-0.06 vol. hours, reservoir Devonian water with a density of 1170-1180 kg / m 3 in an amount of 0.5-0.6 vol. hours
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Проведение гидроразрыва в скважинах должно сопровождаться увеличением дебита или приемистости скважины. Однако далеко не всегда гидроразрыв бывает успешным. Особенно часто отсутствие успешности случается при проведении гидроразрыва в скважинах, вскрывших продуктивный пласт с низким пластовым давлением, продуктивный пласт с большой поглощающей способностью. В этом случае закачиваемая жидкость разрыва и проппант поглощаются пластом, давление разрыва не достигается и трещины разрыва не образуется. Существующие способы гидроразрыва в этих условиях не решают задачу успешности разрыва. В предложенном изобретении решается задача повышения успешности проведения гидроразрыва особенно в скважинах, вскрывших поглощающий пласт с низким пластовым давлением.Fracturing in wells should be accompanied by an increase in flow rate or injectivity of the well. However, hydraulic fracturing is far from always successful. Especially often, the lack of success occurs during hydraulic fracturing in wells that have opened a reservoir with low reservoir pressure, a reservoir with a large absorption capacity. In this case, the injected fracture fluid and proppant are absorbed by the formation, the fracture pressure is not reached, and fracture fractures are not formed. Existing hydraulic fracturing methods under these conditions do not solve the problem of successful fracturing. The proposed invention solves the problem of increasing the success of hydraulic fracturing, especially in wells that have opened an absorbing formation with low reservoir pressure.
Задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.
Перед проведением гидроразрыва через скважину закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,35-0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05-0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170-1180 кг/м3 в количестве 0,5-0,6 об. ч. В качестве эмульгатора используют ялан Э-1, нефтенол НЗ и т.п. Объем закачки составляет от 10 до 30 м3. Закачку проводят до установления максимального давления закачки. В таких условиях закачку начинают, как правило, с 0 и доводят значений порядка 3-6 МПа на устье скважины. При установленном давлении закачки сразу без перерыва начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта. Закачивают через скважину жидкость разрыва и жидкость разрыва с проппантом. Прекращают закачку, снижают давление и осваивают скважину.Before hydraulic fracturing, a reverse oil emulsion is injected through the well into the formation, including commercial oil in an amount of 0.35-0.45 vol. hours, emulsifier in an amount of 0.05-0.06 vol. hours, reservoir Devonian water with a density of 1170-1180 kg / m 3 in an amount of 0.5-0.6 vol. h. As an emulsifier use Yalan E-1, Neftenol NZ, etc. The injection volume is from 10 to 30 m 3 . The injection is carried out until the maximum injection pressure is established. In such conditions, the injection begins, as a rule, from 0 and bring values of the order of 3-6 MPa at the wellhead. At a set injection pressure, hydraulic fracturing operations immediately begin without interruption and hydraulic fracturing is performed. The fracture fluid and the fracture fluid with proppant are pumped through the well. Stop the injection, reduce the pressure and develop the well.
В результате удается увеличить давление разрыва до давления образования трещины разрыва в пласте и закачать проппант. Продуктивность скважины возрастает. При освоении и дальнейшей эксплуатации скважины нефтяная эмульсия постепенно растворяется пластовой нефтью и перестает оказывать отрицательное воздействие на проницаемость околоскважинной зоны.As a result, it is possible to increase the fracture pressure to the pressure of formation of a fracture fracture in the formation and pump proppant. Well productivity is increasing. During the development and further operation of the well, the oil emulsion gradually dissolves with reservoir oil and ceases to have a negative effect on the permeability of the near-wellbore zone.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: глубина 900 м, пористость 13,9%, проницаемость 34,7 мД, нефтенасыщенность 42%, плотность нефти 910 кг/см3, вязкость нефти 128 сСт, пластовое давление 3 МПа. Дебит скважины составляет 1,5 м3/сут. При закачке воды скважина поглощает воду без увеличения давления закачки на устье скважины. При проведении гидроразрыва не удается добиться роста давления и образования трещины разрыва.Example 1. An oil producing well was opened with a productive oil formation with the following characteristics: depth 900 m, porosity 13.9%, permeability 34.7 mD, oil saturation 42%, oil density 910 kg / cm 3 , oil viscosity 128 cSt, reservoir pressure 3 MPa . The flow rate of the well is 1.5 m 3 / day. When water is injected, the well absorbs water without increasing the injection pressure at the wellhead. When conducting hydraulic fracturing, it is not possible to achieve an increase in pressure and the formation of a fracture fracture.
Согласно предложенного способа закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,4 об. ч., эмульгатор в количестве 0,055 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1175 кг/м3 в количестве 0,545 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м3/сут.According to the proposed method, a reverse oil emulsion is injected into the formation, including commercial oil in an amount of 0.4 vol. including an emulsifier in an amount of 0.055 vol. hours, reservoir Devonian water with a density of 1175 kg / m 3 in an amount of 0.545 vol. h. Injection is carried out at an initial wellhead pressure of 0 MPa and adjusted to a pressure of 4 MPa, i.e. until maximum injection pressure is established. At a set injection pressure, hydraulic fracturing operations begin and hydraulic fracturing is performed with a pressure increase of up to 12 MPa. As a result, it is possible to form a hydraulic fracture and pump proppant into it. The flow rate of the well increased to 4 m 3 / day.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,35 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170 кг/м3 в количестве 0,5 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м3/сут.Example 2. Perform as example 1. Inverse oil emulsion is injected into the formation, including commercial oil in an amount of 0.35 vol. hours, emulsifier in an amount of 0.05 vol. hours, reservoir Devonian water with a density of 1170 kg / m 3 in an amount of 0.5 vol. h. Injection is carried out at an initial wellhead pressure of 0 MPa and adjusted to a pressure of 4 MPa, i.e. until maximum injection pressure is established. At a set injection pressure, hydraulic fracturing operations begin and hydraulic fracturing is performed with a pressure increase of up to 12 MPa. As a result, it is possible to form a hydraulic fracture and pump proppant into it. The flow rate of the well increased to 4 m 3 / day.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1180 кг/м3 в количестве 0,6 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м3/сут.Example 3. Perform as example 1. Inverse oil emulsion is injected into the formation, including commercial oil in an amount of 0.45 vol. hours, an emulsifier in an amount of 0.06 vol. hours, reservoir Devonian water with a density of 1180 kg / m 3 in an amount of 0.6 vol. h. Injection is carried out at an initial wellhead pressure of 0 MPa and adjusted to a pressure of 4 MPa, i.e. until maximum injection pressure is established. At a set injection pressure, hydraulic fracturing operations begin and hydraulic fracturing is performed with a pressure increase of up to 12 MPa. As a result, it is possible to form a hydraulic fracture and pump proppant into it. The flow rate of the well increased to 4 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит повысить успешность проведения гидроразрыва пласта и увеличить продуктивность скважин.Application of the proposed method will increase the success of hydraulic fracturing and increase well productivity.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142240/03A RU2459947C1 (en) | 2011-10-20 | 2011-10-20 | Formation hydraulic fracturing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142240/03A RU2459947C1 (en) | 2011-10-20 | 2011-10-20 | Formation hydraulic fracturing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2459947C1 true RU2459947C1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937832
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011142240/03A RU2459947C1 (en) | 2011-10-20 | 2011-10-20 | Formation hydraulic fracturing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459947C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2829527C2 (en) * | 2023-04-20 | 2024-10-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method for repeated hydraulic fracturing |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2018642C1 (en) * | 1991-12-13 | 1994-08-30 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Compound for formation hydrofracturing |
| RU2097547C1 (en) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation |
| RU2109935C1 (en) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Method for hydraulic fracturing of bed |
| US20090044945A1 (en) * | 2006-01-27 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
-
2011
- 2011-10-20 RU RU2011142240/03A patent/RU2459947C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2018642C1 (en) * | 1991-12-13 | 1994-08-30 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Compound for formation hydrofracturing |
| RU2109935C1 (en) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Method for hydraulic fracturing of bed |
| RU2097547C1 (en) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation |
| US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
| US20090044945A1 (en) * | 2006-01-27 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2829527C2 (en) * | 2023-04-20 | 2024-10-31 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method for repeated hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014145323A (en) | METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| CN101993684B (en) | Acidizing temporary plugging agent for water injection wells in low permeability oilfields | |
| CN110484229B (en) | Composite oil displacement system for low-permeability oil reservoir and preparation and application methods thereof | |
| CN106837274A (en) | A method of injecting oil displacement agent into oil layer by fracturing to enhance recovery | |
| CN114836184B (en) | Degradable temporary plugging agent for offshore large-leakage oil-water well workover and use method thereof | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| CN102876305B (en) | Oil well water shutoff agent and oil well water shutoff method | |
| CN106703775B (en) | A kind of coal seam gas fracturing method | |
| CN111594121A (en) | A CO2-enhanced and variable-displacement co-injection fracturing method | |
| US11168245B2 (en) | Heavy oil as fracturing fluid to increase hydraulic fracturing efficiency | |
| CN110593806A (en) | Large-dose multi-slug water plugging method | |
| CN104912533B (en) | A kind of coal seam reservoirs water blocking damage control method | |
| RU2490444C1 (en) | Method for near well-bore treatment with acid | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2459947C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| CN111706310B (en) | Shale gas pre-arranged complex seam net construction fracturing technology | |
| RU2217464C1 (en) | Method to block a productive stratum | |
| CN116335581B (en) | Slug type chemical water shutoff process for plugging water-driven oilfield perforating completion horizontal well fracturing main joint | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| CN1884792A (en) | Fiber Composite Screenless Sand Control Technology and Treatment Agent Formula | |
| CN115199249A (en) | Method for forming complex seam net by shale oil fracturing | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181021 |