RU2539469C1 - Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft - Google Patents
Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539469C1 RU2539469C1 RU2013155771/03A RU2013155771A RU2539469C1 RU 2539469 C1 RU2539469 C1 RU 2539469C1 RU 2013155771/03 A RU2013155771/03 A RU 2013155771/03A RU 2013155771 A RU2013155771 A RU 2013155771A RU 2539469 C1 RU2539469 C1 RU 2539469C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- string
- saturated
- interval
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 53
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 13
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 17
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 206010013781 dry mouth Diseases 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 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
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины, вскрывшем пласт, сложенный плотным коллектором.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore that has opened a formation folded by a dense reservoir.
Известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (патент RU №2362010, МПК E21B 43/267, опубл. 20.07.2009, бюл. №20), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, при этом установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину состава, масс.%:A known method of multiple hydraulic fracturing of a horizontal wellbore (patent RU No. 2362010, IPC E21B 43/267, publ. 07/20/2009, bull. No. 20), including the formation of cracks sequentially at different intervals of the reservoir, opened by a horizontal wellbore, by installing a packer feeding hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the parts of the horizontal trunk corresponding to each of these intervals with isolation of the remaining parts, while the packer is installed in the vertical well sintering, initially hydraulic fracturing is carried out in the interval of the formation with the highest permeability by supplying a proppant carrier fluid with the installation of a “head” of proppant plug blocking the corresponding section of the horizontal barrel between the filters with the specified insulation by forming a polymer crust on the corresponding filters, repeat the indicated operation on each of the remaining intervals sequentially by the degree of decrease in their permeability with preliminary removal of the crust from the filter corresponding to this interval , The polymer cake is formed by applying a composition in the well, mass.%:
- биополимер - 0,5-10;- biopolymer - 0.5-10;
- хлористый калий - 0,5-12;- potassium chloride - 0.5-12;
- биоцид - 0,1-5;- biocide - 0.1-5;
- деэмульгатор - 0,1-10;- demulsifier - 0.1-10;
- сшиватель - 0,1-1,5;- stapler - 0.1-1.5;
- вода - остальное,- water - the rest,
а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем.and its removal is carried out with a solvent liquid.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, гидравлический разрыв в пласте производится без учета направления минимального главного напряжения горных пород относительно направления горизонтального ствола, что является важным в плане направления трещины, образуемой в процессе гидравлического разрыва пласта и его последующего крепления проппантом, что снижает эффективность проведения ГРП;- firstly, hydraulic fracturing in the formation is carried out without taking into account the direction of the minimum main stress of the rocks relative to the direction of the horizontal trunk, which is important in terms of the direction of the cracks formed during hydraulic fracturing and its subsequent proppant attachment, which reduces the efficiency of hydraulic fracturing;
- во-вторых, для крепления трещины вместе с проппантом в нее закачивают жидкость, которая остается в пласте, и зачастую пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной проппантной жидкости из пласта, в связи с чем снижается эффективность ГРП, а это не позволяет достичь необходимого повышения продуктивности пласта;- secondly, for fixing the fracture along with the proppant, fluid that remains in the reservoir is pumped into it, and often the reservoir energy is not enough to push the spent proppant fluid out of the reservoir, and therefore the hydraulic fracturing efficiency is reduced, and this does not allow to achieve the necessary productivity increase formation;
- в-третьих, после проведения ГРП при снижении давления в колонне труб происходит частичный выход излишков проппанта из трещины, которые попадают обратно внутрь колонны труб, поэтому для эффективного проведения последующего ГРП возникает необходимость очистки внутреннего пространства колонны труб от проппанта, что требует проведения дополнительных спускоподъемных операций;- thirdly, after hydraulic fracturing with a decrease in pressure in the pipe string, there is a partial exit of excess proppant from the fracture, which fall back inside the pipe string, therefore, for effective subsequent hydraulic fracturing, it becomes necessary to clean the proppant interior of the pipe string, which requires additional tripping operations;
- в-четвертых, невысокая успешность изоляции, так как изоляцию интервала ГРП производят химическим способом, т.е. путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, находящихся вне интервала, подлежащего ГРП, при этом процесс изоляции не контролируется с устья скважины, а в составе для формирования полимерной корки на фильтрах должны быть соблюдены пропорции химических компонентов, нарушение которых ведет к срыву реализации способа, причем удаление осуществляют жидкостью-растворителем.- fourthly, the low success of the isolation, since the isolation of the hydraulic fracturing interval is carried out chemically, i.e. by forming a polymer crust on appropriate filters that are outside the interval to be fractured, while the isolation process is not controlled from the wellhead, and the proportions of chemical components must be observed in the composition for forming a polymer crust on the filters, violation of which will disrupt the implementation of the method, and removal is carried out with a solvent liquid.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2013, в бюл. №12), включающий спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта - ГРП - от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш до 16/30 меш, если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш, по окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях.The closest in technical essence and the achieved result is a method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore (patent RU No. 2472926, IPC E21B 43/267, publ. 01/20/2013, in bull. No. 12), including the descent of the packer into the well on the string pipes with its subsequent planting in the well, the formation of cracks opposite the filters in series at different intervals of the reservoir, opened by a horizontal barrel by supplying hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of these intervals of parts of the horizontal trunk with isolation of the rest of its parts. The direction of the horizontal trunk relative to the direction of the minimum main stress is determined, then the interval subject to hydraulic fracturing — the hydraulic fracturing — is isolated from the remaining sections of the horizontal trunk by planting twin packers, then the valve is placed inside the pipe string between the twin packers opposite the filter if the direction of the horizontal trunk is parallel to the direction minimum main stress, the hydraulic fracturing is carried out by pumping a fracturing fluid from the images by transverse cracks relative to the horizontal wellbore, followed by fastening of the transverse cracks by pumping fluid with aluminosilicate proppant, with a gradual increase in its fraction from 20/40 mesh to 16/30 mesh, if the direction of the horizontal trunk is perpendicular to the direction of the minimum principal stress, then hydraulic fracturing is performed by injection explosive fluid with the formation of horizontal cracks relative to the horizontal trunk, followed by fastening of horizontal cracks by pumping fluid to facilitate with proppant with a fraction of 20/40 mesh, at the end of hydraulic fracturing, the well is closed for a technological pause for 0.5 h, after which, at the wellhead, an adjustable nozzle is installed on the pipe string and the spent proppant fluid is poured from the formation along the pipe string at the wellhead to closing the valve, while in the process of spout, by adjusting the nozzle, they ensure that the pressure in the pipe string becomes 2-3 MPa less than the pressure when opening the well after a technological break, after which the packer is unpacked and moved r pipe string in another portion of the horizontal wellbore, and the above process of fracturing conducting horizontal wellbore is repeated depending on the number of horizontal barrel slots filters equipped in its various parts.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложная технология реализации способа, зависящая от направления минимального главного напряжения и связанная с применением в процессе реализации способа двух пакеров, клапана, штуцера и т.д.;- firstly, a complex technology for implementing the method, depending on the direction of the minimum main voltage and associated with the use of two packers, a valve, a nozzle, etc .;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с возможным отказом в работе клапана, срабатывающего при расчетном давлении закачки или потере герметизации одного или одновременно двух пакеров;- secondly, the low reliability of the implementation of the method associated with a possible failure in the operation of the valve that operates at the calculated injection pressure or loss of sealing of one or two packers at the same time;
- в-третьих, низкая проводимость трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП через фильтр в плотных коллекторах вследствие малых диаметров перфорационных отверстий в существующем фильтре. Кроме того, направление перфорационных отверстий фильтра может не совпадать с направлением развития трещин разрыва. В результате образуются единичные трещины разрыва с большими гидравлическими сопротивлениями, что приводит к возникновению высокого давления закачки и снижению расхода жидкости, что может вызвать различные осложнения, вплоть до отказа проведения ГРП;- thirdly, the low conductivity of the fracture in the bottomhole formation zone during hydraulic fracturing through a filter in dense reservoirs due to the small diameters of the perforations in the existing filter. In addition, the direction of the perforation holes of the filter may not coincide with the direction of development of fracture cracks. As a result, single fracture cracks are formed with large hydraulic resistances, which leads to the appearance of high injection pressure and a decrease in fluid flow, which can cause various complications, up to the failure of hydraulic fracturing;
- в-четвертых, сложность проведения эффективного крепления трещины проппантом вследствие низкой проводимости трещины, образуемой в результате проведения ГРП через фильтр в плотном коллекторе и в связи с высокой вероятностью закупорки трещины проппантовой пачкой в призабойной зоне горизонтального ствола скважины.- fourthly, the difficulty of effective proppant fracture fastening due to the low conductivity of the fracture formed as a result of hydraulic fracturing through a filter in a dense reservoir and due to the high probability of plugging the fracture with a proppant pack in the bottomhole zone of the horizontal wellbore.
Техническими задачами предложения являются повышение надежности способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины за счет повышения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.The technical objectives of the proposal are to increase the reliability of the method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore by increasing the conductivity of the fracture in the near-wellbore zone of the formation during hydraulic fracturing in the direction coinciding with the direction of development of fracturing fractures, as well as increasing the efficiency of fixing the fracture after hydraulic fracturing in dense reservoirs due to the formation of branched cracks formed near the horizontal wellbore, and their attachment with a small proppant.
Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.The stated technical problems are solved by the method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a horizontal wellbore perpendicular to the direction of the minimum principal stress, lowering and securing a shank equipped with filters in the horizontal wellbore, lowering the packer into the well on a pipe string and then planting it in the well , the formation of cracks opposite the filters sequentially at various intervals of the reservoir, opened horizontal with by sending hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the parts of the horizontal trunk corresponding to each of these intervals with isolation of the rest of its parts.
Новым является то, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м3 и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины, по окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.What is new is that during the drilling of a horizontal wellbore, the oil-saturated intervals of the formation revealed by the horizontal well are determined, the liner is lowered and secured in the horizontal wellbore, the pipe string with the packer is lowered into the well in the oil-saturated interval of the formation closest to the bottom, the packer is put in the liner, the lower end of the pipe string is placed 1 m closer to the mouth of the oil saturated interval of the formation; a flexible pipe string equipped with a sandblasting hammer below is lowered into the pipe string with with a rigid centralizer from the top and a check valve from the bottom, passing from the bottom to the mouth so that the sandblasting hammer is located at the end of the oil-saturated interval of the formation, the space between the pipe string and the flexible pipe string is sealed at the wellhead, and a liquid-sand mixture is prepared at the wellhead, the column of flexible pipes is moved from the bottom to the mouth to the length of the oil-saturated interval of the formation, while simultaneously performing groups of slotted perforations with a length of 20-30 cm and a width of 15 mm with 60 ° phasing scrap, every 1.5 m of the oil-saturated interval of the formation in the liner opposite the oil-saturated interval by periodically injecting the liquid-sand mixture into the string of flexible pipes through a sandblasting puncher, at the end of the group of slotted perforations in the liner opposite the oil-saturated interval of the formation, backwash with at the same time moving the string of flexible pipes from the mouth to the bottom for the length of the oil-saturated interval of the reservoir, remove the string of flexible pipes with hydromony a hydraulic nozzle from the well and hydraulic fracturing is performed with the formation of branched cracks in the oil saturated interval of the formation, followed by fastening the crack with a lightweight resin coated proppant of a fraction of 20/40 mesh at a concentration of 1400 kg / m 3 and filling it with a horizontal wellbore opposite the oil-saturated interval of the formation, unpacking is performed, the pipe string is moved in the direction from the bottom to the mouth to the next oil-saturated interval of the formation, after which the above operations are repeated, starting with planting Kera packer releasing and completing the remaining net pay intervals formation penetrated by a horizontal wellbore, at the end of the hydraulic fracturing of oil-saturated in all intervals proppant removed from the horizontal wellbore.
На фиг.1, 2 и 3 последовательно и схематично изображен способ реализации многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.Figure 1, 2 and 3 sequentially and schematically depicts a method of implementing multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore.
На фиг.4 изображено направление ориентации трещины относительно перфорационных отверстий хвостовика в горизонтальном стволе скважины.Figure 4 shows the direction of orientation of the fracture relative to the perforation holes of the liner in the horizontal wellbore.
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины осуществляют следующим образом.The method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore is as follows.
Горизонтальный ствол скважины 1 бурят перпендикулярно минимальному главному напряжению. В процессе бурения горизонтального ствола (см. фиг.1) скважины 1 проведением геофизических исследований, например гамма-каротажа, определяют нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2n пласта 3, сложенного плотным коллектором и вскрытого горизонтальным стволом скважины 1. Например, в интервалах 2′: - 875-879 м, 2″: - 790-794 м, … 2n: - 543-547 м.The
В пробуренный горизонтальный ствол скважины 1 спускают хвостовик 4, например, состоящий из колонны труб наружным диаметром 140 мм и толщиной стенки 7 мм.A
Осуществляют крепление хвостовика 4, например, цементированием (на фиг.1, 2 и 3 не показано) его заколонного пространства или в процессе спуска хвостовик 4 оснащают нефтеводонабухающими пакерами (на фиг.1, 2, 3 не показаны), например, марки ТАМ, позволяющими герметично разделять между собой нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2n (см. фиг.1) пласта 3, вскрытого горизонтальным стволом скважины 1.The
Далее в скважину 1 спускают колонну труб 5, например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) наружным диаметром 89 мм по ГОСТ 633-88, оснащенную на конце пакером 6, в ближайший к забою 7 нефтенасыщенный интервал 2′ пласта 3.Next, a
Применяют любой известный пакер, рассчитанный на максимальное давление гидроразрыва нефтенасыщенных интервалов 2′, 2″…2n пласта 3, например пакер марки ПРО-ЯМО3 осевой установки, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан).Any well-known packer designed for the maximum hydraulic fracturing pressure of oil-saturated intervals of 2 ′, 2 ″ ... 2 n
Сажают пакер 6 в хвостовике 4, при этом нижний конец колонны труб 5 располагают на 1 м ближе к устью скважины 1 от нефтенасыщенного интервала 2′, т.е. в интервале 875 м-1 м=874 м. В колонну труб 5 спускают колонну гибких труб 8, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором 9, снабженным сверху жестким центратором 10, а снизу - обратным клапаном 11, пропускающим от забоя к устью.The
В корпусе гидропескоструйного перфоратора 9 угол наклона к оси отверстия, в которое устанавливают насадки, составляет 2-3° к его горизонтальной плоскости. В гидропескоструйном перфораторе 9 применяют насадки с отверстием, обеспечивающим выполнение щелевого перфорационного отверстия шириной 15 мм, а из практического опыта это насадка с диаметром отверстия 4,5 мм.In the body of the
Для выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′, 12″…12n (в нефтенасыщенном интервале 2′ щелевые перфорационные каналы 12′) с углом фазировки 60° применяют гидропескоструйный перфоратор 9, снабженный по периметру его корпуса шестью насадками диаметром 4,5 мм с углом 60° между ними.To perform a group of slotted
Располагают гидропескоструйный перфоратор 9 (см. фиг.1) так, чтобы он размещался в конце нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3, т.е. в интервале 879,0 м, при этом центратор 10 располагается на нижнем конце колонны труб 5. В качестве колонны гибких труб 8 применяют, например, колонну типоразмером 38,1 мм. Центратор 10 гарантирует симметричное выполнение группы перфорационных отверстий 12′ в хвостовике 4 без смещения относительно оси скважины 1.The
Перед созданием группы щелевых перфорационных отверстий 12′ герметизируют на устье скважины 1 пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, например, с помощью устьевого сальника (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан), позволяющего сохранять устье герметичным в процессе осевого перемещения колонны гибких труб 8 относительно колонны труб 5 (см. фиг.1) при проведении гидропескоструйной перфорации и обратной промывки.Before creating a group of slotted
На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь. Для этого в бункер пескосмесительного агрегата из расчета приготовления 1 м3 жидкостно-песчаной смеси добавляют следующие компоненты:A liquid-sand mixture is prepared at the wellhead. To do this, the following components are added to the bunker of the sand mixing unit based on the preparation of 1 m 3 of a liquid-sand mixture:
Перемешивают в бункере пескосмесительного агрегата вышеуказанные компоненты.Mix the above components in the bunker of the sand mixing unit.
Линейный гель позволяет снизить потери давления на трение в колонне гибких труб 8 при проведении гидропескоструйной перфорации.Linear gel allows to reduce the pressure loss due to friction in the string of
Практическим путем установлено, что кварцевый песок с концентрацией 120 кг/м3 обеспечивает оптимальное время вырезания щелевых перфорационных отверстий, снижает повреждение гидропескоструйного перфоратора в процессе прорезания щелевых перфорационных отверстий в хвостовике, облегчает вынос отработанного песка при последующей промывке.Practically, it was found that quartz sand with a concentration of 120 kg / m 3 provides the optimal time for cutting slotted perforations, reduces damage to the sandblasting punch during cutting through slotted perforations in the shank, and facilitates the removal of waste sand during subsequent washing.
Производят перемещение колонны гибких труб 8 от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.The column of
В процессе перемещения колонны гибких труб одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор с выполнением группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3.In the process of moving the string of flexible pipes, groups of slotted perforation holes in the liner opposite the oil-saturated interval are simultaneously performed by periodically injecting a liquid-sand mixture into the string of flexible pipes through a sandblasting hammer with a group of slotted perforations with a length of 20-30 cm and a width of 15 mm with a phasing angle of 60 ° every 1.5 m in the oil
Жидкостно-песчаная смесь вытекает из насадок (на фиг.1, 2, 3 показаны условно) гидропескоструйного перфоратора 9 (см. фиг.1) с большой скоростью и промывает в хвостовике 4 и цементном кольце (при его наличии) щелевые перфорационные отверстия 12′, а в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются конусообразные щелевые каналы 13′ глубиной до 1 м.The liquid-sand mixture flows out of the nozzles (shown in FIGS. 1, 2, 3 conventionally) of a sandblasting puncher 9 (see FIG. 1) with high speed and rinses slotted
По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′ и конусообразных щелевых каналов 13′ в хвостовике 4 напротив нефтенасыщенных интервалов пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб 8 от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала 2′ (875-879 м) пласта 3, например, в объеме горизонтальной скважины 1, равном 22 м3, с целью извлечения отработанной жидкостно-песчаной смеси из горизонтального ствола скважины 1.At the end of the group of slotted
Для этого производят закачку технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, в пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, ниже устьевого сальника и перемещение колонны гибких труб со скоростью 0,25 м/с. В результате поток технологической жидкости транспортирует отработанную жидкостно-песчаную смесь через открывшийся обратный клапан 11 по колонне гибких труб 8 на устье скважины 1.To do this, the process fluid is pumped, for example, waste water with a density of 1100 kg / m 3 , into the space between the
Опытным путем установлено, что выполнение группы щелевых перфорационных отверстий 12′ (см. фиг.4) длиной 25 мм и шириной 15 мм с углом фазировки 60° на расстоянии 1 м друг от друга позволяет гарантированно обеспечить совпадение направления нескольких (двух) перфорационных отверстий, выполненных относительно горизонтального ствола с направлением развития трещин разрыва. Это обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений в интервале призабойной зоны горизонтального ствола скважины в процессе проведения ГРП, что в свою очередь приводит к снижению давления закачки и повышению расхода жидкости в процессе ГРП и снижает вероятность различных осложнений.It was experimentally established that the implementation of the group of slotted
В качестве жидкости-носителя используют, например, дегазированную нефть, 5-6%-ный раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. В результате проведения гидропескоструйной перфорации по колонне гибких труб 8 (см. фиг.1) через гидропескоструйный перфоратор 9 образуется гидравлическая связь между горизонтальным стволом скважины 1 и нефтенасыщенным интервалом 2′ пласта 3 посредством каналов 13′.As the carrier fluid, for example, degassed oil, a 5-6% hydrochloric acid solution, water (possibly saline) with surfactant additives or a wash solution that does not pollute the collector are used. As a result of the hydro-sandblasting perforation along the string of flexible pipes 8 (see FIG. 1), a hydraulic connection is formed between the
Вследствие проведения гидропескоструйной перфорации за щелевыми перфорационными отверстиями 12′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются каналы 13′, ширина которых на 30-50% в зависимости от плотности породы превышает ширину щелевых перфорационных отверстий 12′, что в процессе проведения ГРП способствует развитию разветвленных продольных и поперечных трещин 14′ (см. фиг.2).Due to the hydro-sandblasting perforation behind the slotted
Извлекают колонну гибких труб 8 (см. фиг.3) с гидропескоструйным перфоратором 9 из скважины 1 и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием сети разветвленных трещин 14′ из каналов 13′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 с последующим креплением разветвленных трещин 14′ легковесным смолопокрытым проппантом 15 фракции 20/40 мм (см. фиг.3) и концентрацией 1400 кг/м3 и заполнением проппантом горизонтального ствола скважины 1 напротив нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.A string of flexible pipes 8 (see Fig. 3) with a
Гидравлический разрыв пласта производят путем подачи жидкости гидроразрыва по колонне труб 5 через канал 13′ (см. фиг.2) хвостовика 4. В результате жидкость гидроразрыва попадает в пласт 3, где под высоким давлением, создаваемым с устья скважины 1 насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3 не показан), формирует трещину 14′ (см. фиг.2) в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 горизонтального ствола скважины 1.Hydraulic fracturing is carried out by supplying the hydraulic fracturing fluid through the
Далее производят крепление трещин 14′ (см. фиг.3) закачкой жидкости с проппантом 15.Next, cracks 14 ′ are fastened (see FIG. 3) by pumping fluid with
Применение гидропескоструйной перфорации при вскрытии пласта, сложенного плотным коллектором как однородного, так и неоднородного по проницаемости повышает проводимость трещины в призабойной зоне пласта, так как способствует образованию и развитию сети разветвленных трещин в процессе проведения гидроразрыва пласта 3, а также обеспечивает эффективное закрепление трещины проппантом в заданном интервале пласта 3 вследствие повышения расхода жидкости-носителя проппанта ввиду образования широких каналов 13′ за щелевыми перфорационными отверстиями 12′.The use of sandblasting perforation during the opening of the formation, folded by a dense reservoir of both homogeneous and heterogeneous permeability, increases the conductivity of the cracks in the bottom-hole zone of the formation, as it contributes to the formation and development of a network of branched cracks during
В качестве жидкости гидроразрыва и жидкости для закачки проппанта применяют любые известные составы, предназначенные для гидравлического разрыва пласта, например могут использовать гелеобразные жидкости, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).As a hydraulic fracturing fluid and proppant injection fluid, any known formulations used for hydraulic fracturing are used, for example, gel-like fluids developed by Khimekogang CJSC with the trade names Khimeko-N (TU 2481-053-17197708), “ Himeko-T "(TU 2481-077-17197708-03)," Himeko-V "(TU 2499-038-17197708-98).
Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. 10.06.2009.The procedure for the preparation of gelled liquid and its injection using the pump unit CA-320 is described in patent RU No. 2358100, IPC E21B 43/26, publ. 06/10/2009.
В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть применена структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте RU №2043491, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.1995.As an additional example of the use of a gel-like fluid, a structured hydrocarbon gel-like composition for hydraulic fracturing, described in RU Patent No. 2043491, IPC E21B 43/26, publ. 09/10/1995.
В качестве крепителя трещин применяют алюмосиликатный проппант фракции 20/40 меш, изготавливаемый ОАО «Боровичевский комбинат огнеупоров» по ГОСТ 51761-2005. Применение проппанта малой фракции (20/40 меш), т.е. с малым размером зерен (0,3-0,6 мм), позволяет повысить эффективность крепления трещины в процессе ГРП в пласте, сложенном плотным коллектором.As a crack fixer, aluminosilicate proppant of a 20/40 mesh fraction is used, manufactured by Borichevsky Refractory Combine OJSC according to GOST 51761-2005. The use of proppant small fraction (20/40 mesh), i.e. with a small grain size (0.3-0.6 mm), it allows to increase the efficiency of fixing the crack during hydraulic fracturing in the reservoir, folded by a dense reservoir.
Распакеровывают пакер 6, перемещают колонну труб 5 в направлении от забоя 7 к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу 2″ пласта 3.Unpack the
Повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера 6 и завершая распакеровкой. Данные технологические операции повторяют в каждом нефтенасыщенном интервале 2″…2n пласта 3, вскрытом горизонтальным стволом скважины 1. По окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах 2′, 2″…2n удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.Repeat the above operations, starting with the landing of the
Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины обеспечивает повышение надежности за счет увеличения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.The proposed method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore provides increased reliability by increasing the conductivity of the fracture in the near-wellbore zone of the formation during hydraulic fracturing in the direction coinciding with the direction of development of fracturing fractures, as well as increasing the efficiency of fixing the fracture after hydraulic fracturing in dense reservoirs due to the formation of branched cracks formed near the horizontal wellbore, and their attachment with a small proppant.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013155771/03A RU2539469C1 (en) | 2013-12-16 | 2013-12-16 | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013155771/03A RU2539469C1 (en) | 2013-12-16 | 2013-12-16 | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2539469C1 true RU2539469C1 (en) | 2015-01-20 |
Family
ID=53288539
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013155771/03A RU2539469C1 (en) | 2013-12-16 | 2013-12-16 | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2539469C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612417C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
| RU2613403C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2655309C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2665733C1 (en) * | 2017-12-13 | 2018-09-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Евс" | Multiple closed abrasive perforator |
| RU2667240C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2667561C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole |
| CN116163696A (en) * | 2022-10-28 | 2023-05-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | Two-layer large-displacement partial pressure test combination transformation method for high-sulfur-content gas well stationary pipe column |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2320864C2 (en) * | 2002-11-18 | 2008-03-27 | Эксонмобил Ойл Корпорейшн | Well treatment method and system |
| EA200800363A1 (en) * | 2005-07-19 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | METHODS AND DEVICE FOR FINISHING WELLS |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
| RU2472926C1 (en) * | 2011-07-20 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
-
2013
- 2013-12-16 RU RU2013155771/03A patent/RU2539469C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2320864C2 (en) * | 2002-11-18 | 2008-03-27 | Эксонмобил Ойл Корпорейшн | Well treatment method and system |
| EA200800363A1 (en) * | 2005-07-19 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | METHODS AND DEVICE FOR FINISHING WELLS |
| RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2472926C1 (en) * | 2011-07-20 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612417C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
| RU2613403C1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2655309C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2667240C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
| RU2667561C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole |
| RU2665733C1 (en) * | 2017-12-13 | 2018-09-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Евс" | Multiple closed abrasive perforator |
| CN116163696A (en) * | 2022-10-28 | 2023-05-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | Two-layer large-displacement partial pressure test combination transformation method for high-sulfur-content gas well stationary pipe column |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| US7617871B2 (en) | Hydrajet bottomhole completion tool and process | |
| US6962203B2 (en) | One trip completion process | |
| RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2401942C1 (en) | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2472926C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| CN104204397B (en) | The system and method for pressure break is carried out while drilling well | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| US3825071A (en) | Method and apparatus for fracturing of subsurface formations | |
| US20130014951A1 (en) | Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix | |
| CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
| RU2591999C1 (en) | Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts | |
| US20170191358A1 (en) | Flow Conditioning Openings | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| AU2012262550A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing |