WO2010062213A1 - Method for hydraulically fracturing a subsurface formation - Google Patents
Method for hydraulically fracturing a subsurface formation Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010062213A1 WO2010062213A1 PCT/RU2009/000530 RU2009000530W WO2010062213A1 WO 2010062213 A1 WO2010062213 A1 WO 2010062213A1 RU 2009000530 W RU2009000530 W RU 2009000530W WO 2010062213 A1 WO2010062213 A1 WO 2010062213A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- proppant
- particles
- hydraulic fracturing
- migration
- fracture
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Ceased
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Definitions
- the present invention relates to the field of hydraulic fracturing technology in underground formations and, in particular, to a method for controlling the rate of transverse migration of proppant particles as it moves along a fracture.
- Hydraulic fracturing is the main technological solution aimed at increasing the permeability of the bottomhole zone of the reservoir due to the formation, expansion and deepening of cracks in it.
- hydraulic fracturing fluid is pumped into the wellbore crossing the underground layer under high pressure, under the influence of which a crack forms in the rock.
- a proppant is pumped into the fault along with the fracturing fluid. Keeping the crack open due to the presence of a proppant provides improved production of a fluid (oil, gas or water).
- the proppant is used to hold the walls of the fracture at a distance from each other, which creates a conductive channel in the wellbore.
- hydraulic fracturing fluid with a proppant along with the transport of particles along the crack, their transverse migration also occurs, leading to an uneven distribution of the proppant across the flow.
- a number of reasons affect the appearance of the transverse motion of particles in a crack: the presence of channel walls, the deposition of particles on the bottom of the crack, the heterogeneity of the transverse profile of the velocity of the carrier flow, and the non-zero velocity of the particles to slip relative to the fluid.
- US Pat. No. 7,299,875 proposed a method for fracturing an underground field portion with the ability to control particle movement. This method involves the injection into the underground field of (a) flushing fluid; (b) a curing fluid, including resin and aqueous solutions; (c) hydraulic fracturing fluid under a pressure sufficient to create or increase a fracture in the soil.
- US Pat. No. 4,478,282 also discloses a method for fracturing a subterranean field discovered by a well.
- the essence of the method is that first a portion of hydraulic fracturing fluid is pumped into the field, then a liquid phase without proppant containing a transporting fluid and a blocking material.
- This material consists of sand and quartz flour, the particle size of which is 10-20, 20-40 and 100 cells for sand 200 for quartz flour.
- the proppant enriched slurry is pumped.
- a hydraulic fracturing technique is applied to a submerged oil or gas reservoir, in which fluid is pumped through perforations in a well pipe embedded in this reservoir.
- the hydraulic fracturing fluid used contains a clay stabilizer necessary for hardening clay particles or small fractions on the surface of the resulting crack.
- a proppant consisting of sand and gravel is pumped into the crack. Oil or gas is extracted into the well from the reservoir through a fracture.
- a hydraulic fracturing method for an underground formation which includes injecting a hydraulic fracturing fluid containing proppant particles into a fracture created in the formation, provides for monitoring the development of a hydraulic fracture during injection and, if necessary, changing the speed of lateral migration of proppant particles in the fracture in real time by injection into the fracture of the fracturing fluid and / or proppant with properties providing acceleration or deceleration across No migration of proppant particles.
- hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa-s can be used.
- a proppant with particles larger than 0.3 mm can be used.
- a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 can be used.
- a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 can be used.
- a fracturing fluid with a viscosity of more than 0.2 Pa-s can be used.
- a proppant with particles less than 0.08 mm in size can be used.
- a proppant with a density in the range between 900 kg / m and 1100 kg / m can be used.
- the parameters of the fluid and particles during the injection of the suspension into the well are set based on the requirement of slowing down or accelerating the transverse migration of proppant particles in the fracture. If, based on the data obtained by the hydraulic fracturing operator using measuring instruments or on the basis of modeling using software systems, a decision is made about the need to accelerate the migration of particles, the fluid and / or proppant are injected with properties that accelerate the lateral migration of particles. If, on the contrary, on the basis of measurement or simulation data, it is necessary to slow down the transverse migration of particles, a suspension is injected into the well with properties that ensure the slowdown of transverse particle migration. A key feature of this approach is the ability to control the process of transverse particle migration in real time.
- a low velocity of transverse particle migration is meant such a speed at which particles migrate in the transverse direction to a distance the order of the half-width of the crack along a longitudinal length exceeding the length of the crack. Accordingly, the rate of transverse migration of particles is considered to be large if the particles migrate in the transverse direction to a distance of the order of the half-width of the crack along a longitudinal length substantially less than the length of the crack.
- FIG. 1 is a graph of the transverse particle migration rate versus proppant particle radius
- FIG. 2 is a graph of the transverse particle migration rate versus proppant material density
- FIG. 3 is a graph of the transverse particle migration rate versus the fracturing fluid viscosity
- FIG. 4 illustrates the process of rapid transverse migration of a proppant to the center of a crack to form a concentrated layer of particles
- FIG. 5 illustrates the process of slow transverse migration of a proppant when the impurity is uniformly distributed in the transverse direction.
- FIG. 4-5 the following notation is used: 1 - wellbore, 2 - hydraulic fracture, 3 - proppant.
- the injection into the subterranean formation of a fracturing fluid mixed with a proppant provides longitudinal movement of proppant particles along the fracture.
- the process of transport of the agent (particles) in the crack is accompanied by the migration of particles in the transverse direction.
- the present invention makes it possible during the hydraulic fracturing operation to set the rate of transverse migration of proppant particles during transport along the crack during the injection process and thereby control the transverse migration of particles by selecting the fracturing fluid viscosity, proppant density or particle size, or all three parameters together.
- An increase in the viscosity of the liquid a decrease in the density or size of the particles slows down the transverse migration.
- an increase in the density and size of the agent a decrease in the viscosity of the liquid, leads to an acceleration of transverse migration.
- the present invention provides a method for controlling the lateral migration of proppant particles as they move along a fracture in real time by selecting properties of the fracturing fluid and / or proppant.
- the transverse migration of particles can accelerate or slow down.
- the rate of transverse migration of particles is inversely proportional to the viscosity of the fracturing fluid, directly proportional to the size of the proppant particles and directly proportional to the absolute value of the difference between the density of the agent and the density of the fluid.
- the graphs in FIG. 1-3 show the relationship between the migration rate and the hydraulic fracturing viscosity, material density and proppant particle size.
- FIG. 1 shows a graph of the dependence of the particle migration rate on the radius a of the proppant particle; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 .
- Figure 2 shows a graph between the speed of migration of particles from the density of the material of the proppant p s ; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the size of the proppant is 1 mm.
- Fig. 3 shows a graph of the dependence of the migration rate on the viscosity of the fracturing fluid ⁇ ⁇ while the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 , the particle size of the proppant is 1 mm.
- the viscosity range of the fracturing fluid and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with a slow transverse particle migration are given.
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- Proppant density 2600 kg / m 3
- Proppant size 0.5 mm
- the range of the density of the material of the proppant agent particles and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with rapid transverse migration are given.
- Proppant particle density range 1500 - 4000 kg / m3
- the example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with a slow transverse particle migration.
- the example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with rapid transverse migration.
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- Proppant particle radius 0.3 - 1 mm
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Abstract
Description
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА UNDERGROUND SUBSTANCE HYDRAULIC METHOD
Настоящее изобретение относится к области реализации технологии гидравлического разрыва в подземных пластах и, в частности, к способу регулирования скорости поперечной миграции частиц расклинивающего агента по мере его перемещения вдоль трещины.The present invention relates to the field of hydraulic fracturing technology in underground formations and, in particular, to a method for controlling the rate of transverse migration of proppant particles as it moves along a fracture.
Гидравлический разрыв является основным технологическим решением, направленным на увеличение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования, расширения и углубления в нем трещин. Для этого в ствол скважины, пересекающей подземный пласт, закачивается гидроразрывная жидкость под высоким давлением, под влиянием которой в породе образуется трещина. Для предотвращения смыкания разлома, которое происходит после снятия давления на пласт, вместе с гидроразрывной жидкостью в разлом закачивают расклинивающий агент. Сохранение трещины раскрытой за счет наличия расклинивающего агента обеспечивает улучшение добычи текучей среды (нефти, газа или воды).Hydraulic fracturing is the main technological solution aimed at increasing the permeability of the bottomhole zone of the reservoir due to the formation, expansion and deepening of cracks in it. To do this, hydraulic fracturing fluid is pumped into the wellbore crossing the underground layer under high pressure, under the influence of which a crack forms in the rock. To prevent fracture closure, which occurs after the formation pressure is relieved, a proppant is pumped into the fault along with the fracturing fluid. Keeping the crack open due to the presence of a proppant provides improved production of a fluid (oil, gas or water).
Таким образом, расклинивающий агент используется для удержания стенок трещины на расстоянии друг от друга, что создает проводящий канал в стволе скважины. Во время закачки гидроразрывной жидкости с расклинивающим агентом наряду с транспортом частиц вдоль трещины происходит также их поперечная миграция, приводящая к неравномерному распределению расклинивающего агента поперек течения. На возникновение поперечного движения частиц в трещине влияет целый ряд причин: наличие стенок канала, осаждение частиц на дно трещины, неоднородность поперечного профиля скорости несущего потока и ненулевая скорость проскальзывания частиц относительно жидкости. В патенте US7299875 был предложен метод гидроразрыва участка подземного месторождения с возможностью контролировать движение частиц. Этот метод включает в себя закачку в подземное месторождение (а) промывающей жидкости; (б) отвердевающей жидкости, включающей смолу и водные растворы; (в) гидроразрывной жидкости под давлением, достаточным для создания или увеличения разрыва в грунте.Thus, the proppant is used to hold the walls of the fracture at a distance from each other, which creates a conductive channel in the wellbore. During the injection of hydraulic fracturing fluid with a proppant, along with the transport of particles along the crack, their transverse migration also occurs, leading to an uneven distribution of the proppant across the flow. A number of reasons affect the appearance of the transverse motion of particles in a crack: the presence of channel walls, the deposition of particles on the bottom of the crack, the heterogeneity of the transverse profile of the velocity of the carrier flow, and the non-zero velocity of the particles to slip relative to the fluid. US Pat. No. 7,299,875 proposed a method for fracturing an underground field portion with the ability to control particle movement. This method involves the injection into the underground field of (a) flushing fluid; (b) a curing fluid, including resin and aqueous solutions; (c) hydraulic fracturing fluid under a pressure sufficient to create or increase a fracture in the soil.
Патент US 4478282 также описывает метод гидроразрыва подземного месторождения, вскрытого скважиной. Суть метода заключается в том, что сначала в месторождение закачивается порция гидроразрывной жидкости, затем жидкая фаза без пропанта, содержащая транспортирующую жидкость и материал, блокирующий течение. Этот материал состоит из песка и кварцевой муки, размер частиц которых составляет 10-20, 20-40 и 100 ячеек для песка 200 для кварцевой муки. На последней стадии происходит закачка гидросмеси, обогащенной проппантом.US Pat. No. 4,478,282 also discloses a method for fracturing a subterranean field discovered by a well. The essence of the method is that first a portion of hydraulic fracturing fluid is pumped into the field, then a liquid phase without proppant containing a transporting fluid and a blocking material. This material consists of sand and quartz flour, the particle size of which is 10-20, 20-40 and 100 cells for sand 200 for quartz flour. At the last stage, the proppant enriched slurry is pumped.
В патенте US4549608 к заглубленному нефтяному или газовому резервуару применяется технология гидроразрыва, в которой жидкость закачивается через перфорацию в трубе скважины, внедренной в этот резервуар. Используемая гидроразрывная жидкость содержит глинистый стабилизатор, необходимый для упрочнения частиц глины или мелких фракций на поверхности получившейся трещины. Затем в трещину закачивается пропант, состоящий из песка и гравия. Добыча нефти или газ в скважину происходит из резервуара через трещину.In the patent US4549608, a hydraulic fracturing technique is applied to a submerged oil or gas reservoir, in which fluid is pumped through perforations in a well pipe embedded in this reservoir. The hydraulic fracturing fluid used contains a clay stabilizer necessary for hardening clay particles or small fractions on the surface of the resulting crack. Then a proppant consisting of sand and gravel is pumped into the crack. Oil or gas is extracted into the well from the reservoir through a fracture.
Все вышеперечисленные патенты описывают методы контроля движения частиц и фактически предлагают возможности для управления движением частиц после закрытия трещины, но не позволяют регулировать скорость поперечной миграции частиц расклинивающего агента во время закачки. Миграция частиц поперек трещины происходит на фоне транспорта смеси частиц и гидроразрывной жидкости вдоль трещины. Техническим результатом настоящего изобретения является управление скоростью поперечной миграции частиц расклинивающего агента в реальном времени. Этот результат достигается за счет использования гидроразрывной жидкости и/или расклинивающего агента со специальными свойствами, обеспечивающими необходимую скорость поперечной миграции.All of the above patents describe methods for controlling the movement of particles and in fact offer opportunities for controlling the movement of particles after a crack is closed, but they do not allow controlling the rate of transverse migration of proppant particles during injection. Particle migration across the crack occurs against the background of the transport of a mixture of particles and hydraulic fracturing fluid along the crack. The technical result of the present invention is to control the rate of transverse migration of proppant particles in real time. This result is achieved through the use of hydraulic fracturing fluid and / or proppant with special properties that provide the necessary speed of transverse migration.
Согласно изобретению способ гидроразрыва подземного пласта, включающий закачку в трещину, созданную в пласте, гидроразрывной жидкости, содержащей частицы расклинивающего агента, предусматривает осуществление контроля за равитием трещины гидроразрыва в процессе закачки и при необходимости изменение скорости поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине в реальном времени посредством закачки в трещину гидроразрывной жидкости и/или расклинивающего агента со свойствами, обеспечивающими ускорение или замедление поперечной миграции частиц расклинивающего агента.According to the invention, a hydraulic fracturing method for an underground formation, which includes injecting a hydraulic fracturing fluid containing proppant particles into a fracture created in the formation, provides for monitoring the development of a hydraulic fracture during injection and, if necessary, changing the speed of lateral migration of proppant particles in the fracture in real time by injection into the fracture of the fracturing fluid and / or proppant with properties providing acceleration or deceleration across No migration of proppant particles.
Для ускорения поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использована гидроразрывная жидкость с вязкостью менее 0, 01 Па-с.To accelerate the transverse migration of proppant particles in the fracture, hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa-s can be used.
Для ускорения поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с частицами размером более 0,3 мм.To accelerate the transverse migration of proppant particles in the fracture, a proppant with particles larger than 0.3 mm can be used.
Для ускорения поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с плотностью более 1500 кг/м3.To accelerate the transverse migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 can be used.
Для ускорения поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающий агент с плотностью менее 900 кг/м3 . Для замедления поперечной миграции частиц расклинивающего агента может быть использована гидроразрывная жидкость с вязкостью более 0, 2 Па-с.To accelerate the transverse migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 can be used. To slow down the transverse migration of proppant particles, a fracturing fluid with a viscosity of more than 0.2 Pa-s can be used.
Для замедления поперечной миграции частиц расклинивающего агента может быть использован расклинивающей агент с частицами размером менее 0,08 мм.To slow down the transverse migration of proppant particles, a proppant with particles less than 0.08 mm in size can be used.
Для замедления поперечной миграции частиц расклинивающего агента может быть использован расклинивающей агент с плотностью в диапазоне между 900 кг/м и 1100 кг/м .To slow down the transverse migration of proppant particles, a proppant with a density in the range between 900 kg / m and 1100 kg / m can be used.
В данном изобретении параметры жидкости и частиц при закачке суспензии в скважину задаются, исходя из требования замедления либо ускорения поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине гидроразрыва. Если на основании данных, полученных оператором гидроразрыва с помощью измерительных приборов либо на основании моделирования с помощью программных комплексов, принимается решение о необходимости ускорения миграции частиц, осуществляется закачка жидкости и/или расклинивающего агента со свойствами, обеспечивающими ускорение поперечной миграции частиц. Если, напротив, исходя из данных измерений либо моделирования, требуется замедление поперечной миграции частиц, осуществляется закачка в скважину суспензии со свойствами, обеспечивающими замедление поперечной миграции частиц. Ключевой особенностью данного подхода является возможность контролировать процесс поперечной миграции частиц в реальном времени. Решения об изменении параметров закачки принимаются по ходу операции гидроразрыва, исходя из данных измерений либо моделирования, проводимых в реальном времени. Под малой скоростью поперечной миграции частиц понимается такая скорость, при которой частицы мигрируют в поперечном направлении на расстояние порядка полуширины трещины на продольной длине, превышающей длину трещины. Соответственно, скорость поперечной миграции частиц считается большой, если частицы мигрируют в поперечном направлении на расстояние порядка полуширины трещины на продольной длине, существенно меньшей, чем длина трещины.In this invention, the parameters of the fluid and particles during the injection of the suspension into the well are set based on the requirement of slowing down or accelerating the transverse migration of proppant particles in the fracture. If, based on the data obtained by the hydraulic fracturing operator using measuring instruments or on the basis of modeling using software systems, a decision is made about the need to accelerate the migration of particles, the fluid and / or proppant are injected with properties that accelerate the lateral migration of particles. If, on the contrary, on the basis of measurement or simulation data, it is necessary to slow down the transverse migration of particles, a suspension is injected into the well with properties that ensure the slowdown of transverse particle migration. A key feature of this approach is the ability to control the process of transverse particle migration in real time. Decisions to change the injection parameters are made during the hydraulic fracturing operation, based on real-time measurement or simulation data. By a low velocity of transverse particle migration is meant such a speed at which particles migrate in the transverse direction to a distance the order of the half-width of the crack along a longitudinal length exceeding the length of the crack. Accordingly, the rate of transverse migration of particles is considered to be large if the particles migrate in the transverse direction to a distance of the order of the half-width of the crack along a longitudinal length substantially less than the length of the crack.
В качестве примера ситуации, в которой может потребоваться ускорение поперечной миграции частиц, укажем непредвиденное сужение трещины (уменьшение толщины трещины), вызванное, например, прорывом трещины в прилегающие (водоносные) пласты сверху либо снизу от основного нефтеносного пласта. Замедление поперечной миграции частиц может потребоваться в случае, когда моделирование гидроразрыва в реальном времени предсказывает непредвиденное увеличение скорости осаждения проппанта на дно терщины. В данном случае замедление поперечной миграции частиц приводит к тому, что поперечный профиль концентрации частиц становится равномерным, что в свою очередь приводит к замедлению осаждения частиц.As an example of a situation in which acceleration of transverse particle migration may be required, we indicate an unexpected narrowing of the crack (decrease in crack thickness) caused, for example, by a crack breaking into adjacent (aquifer) formations above or below the main oil reservoir. Slowing the lateral migration of particles may be required when real-time fracturing modeling predicts an unexpected increase in proppant deposition rate on the bottom of the crack. In this case, the slowing down of the transverse migration of particles leads to the fact that the transverse profile of the concentration of particles becomes uniform, which in turn leads to a slowdown of particle deposition.
Изобретение поясняется чертежами, на которых изображено следующее:The invention is illustrated by drawings, which depict the following:
Фиг. 1 представляет собой график зависимости поперечной скорости миграции частиц от радиуса частиц расклинивающего агента;FIG. 1 is a graph of the transverse particle migration rate versus proppant particle radius;
Фиг. 2 представляет собой график зависимости поперечной скорости миграции частиц от плотности материала расклинивающего агента;FIG. 2 is a graph of the transverse particle migration rate versus proppant material density;
Фиг. 3 представляет собой график зависимости поперечной скорости миграции частиц от вязкости гидроразрывной жидкости;FIG. 3 is a graph of the transverse particle migration rate versus the fracturing fluid viscosity;
Фиг. 4 иллюстрирует процесс быстрой поперечной миграции расклинивающего агента к центру трещины с образованием концентрированного слоя частиц; Фиг. 5 иллюстрирует процесс медленной поперечной миграции расклинивающего агента, когда примесь равномерно распределена в поперечном направлении.FIG. 4 illustrates the process of rapid transverse migration of a proppant to the center of a crack to form a concentrated layer of particles; FIG. 5 illustrates the process of slow transverse migration of a proppant when the impurity is uniformly distributed in the transverse direction.
На фиг. 4-5 использованы следующие обозначения: 1 - ствол скважины, 2 - трещина гидроразрыва, 3 - расклинивающий агент.In FIG. 4-5 the following notation is used: 1 - wellbore, 2 - hydraulic fracture, 3 - proppant.
Медленное поперечное движение частиц может быть полезным для обеспечения равномерного распределения частиц поперек трещины, что позволяет избежать скопления частиц около средней линии трещины и быстрого выпадения частиц в осадок. С другой стороны, быстрая миграция приводит к образованию концентрированного слоя частиц в середине трещины, что помогает избежать нежелательной закупорки трещины (сводообразования) .Slow lateral movement of particles can be useful to ensure uniform distribution of particles across the crack, which avoids the accumulation of particles near the midline of the crack and the rapid precipitation of particles. On the other hand, rapid migration leads to the formation of a concentrated layer of particles in the middle of the crack, which helps to avoid unwanted clogging of the crack (arching).
Закачка в подземный пласт гидроразрывной жидкости с примесью расклинивающего агента обеспечивает продольное перемещение частиц расклинивающего агента вдоль трещины. Процесс транспорта агента (частиц) в трещине сопровождается миграцией частиц в поперечном направлении.The injection into the subterranean formation of a fracturing fluid mixed with a proppant provides longitudinal movement of proppant particles along the fracture. The process of transport of the agent (particles) in the crack is accompanied by the migration of particles in the transverse direction.
Если поперечная миграция частиц развивается быстро, тогда расклинивающий агент 3 скапливается возле центра трещины 2, формируя узкий вертикальный слой с высокой концентрацией частиц (Фиг. 4). Такое течение приводит к увеличению скорости осаждения расклинивающего агента и усилению роста осадка. С другой стороны, наличие в течении узкой зоны с высокой концентрацией частиц позволяет избежать нежелательной закупорки (сводообразования в гранулированном материале частиц) и остановки роста трещины (эффекта концевого экранирования).If the transverse migration of particles develops rapidly, then the proppant 3 accumulates near the center of the crack 2, forming a narrow vertical layer with a high concentration of particles (Fig. 4). Such a flow leads to an increase in the deposition rate of the proppant and to an increase in sediment growth. On the other hand, the presence during a narrow zone with a high concentration of particles avoids undesirable blockage (arching in the granular material of particles) and stops crack growth (end-shielding effect).
Если поперечная миграция частиц расклинивающего агента медленная, тогда примесь распределяется равномерно по всей ширине и длине трещины 2 (Фиг. 5). Это позволяет избежать скопления частиц расклинивающего агента 3 в узком слое и предотвратить быстрое осаждение частиц.If the lateral migration of proppant particles is slow, then the impurity is distributed evenly over the entire width and the length of the crack 2 (Fig. 5). This avoids the accumulation of particles of proppant 3 in a narrow layer and prevents the rapid deposition of particles.
Предлагаемое изобретение дает возможность в процессе операции гидроразрыва задавать скорость поперечной миграции частиц расклинивающего агента при транспорте вдоль трещины в процессе закачки и тем самым регулировать процесс поперечной миграции частиц посредством выбора вязкости гидроразрывной жидкости, плотности расклинивающего агента или размеров его частиц, или всех трех параметров вместе. Увеличение вязкости жидкости, снижение плотности или размеров частиц приводят к замедлению поперечной миграции. Наоборот, увеличение плотности и размера агента, снижение вязкости жидкости приводит к ускорению поперечной миграции.The present invention makes it possible during the hydraulic fracturing operation to set the rate of transverse migration of proppant particles during transport along the crack during the injection process and thereby control the transverse migration of particles by selecting the fracturing fluid viscosity, proppant density or particle size, or all three parameters together. An increase in the viscosity of the liquid, a decrease in the density or size of the particles slows down the transverse migration. On the contrary, an increase in the density and size of the agent, a decrease in the viscosity of the liquid, leads to an acceleration of transverse migration.
Настоящее изобретение предлагает способ регулирования поперечной миграции частиц расклинивающего агента при перемещении вдоль трещины в реальном времени с помощью выбора свойств гидроразрывной жидкости и/или расклинивающего агента. При изменении вязкости жидкости, размеров частиц агента или плотности агента, поперечная миграция частиц может ускоряться либо замедляться.The present invention provides a method for controlling the lateral migration of proppant particles as they move along a fracture in real time by selecting properties of the fracturing fluid and / or proppant. When changing the viscosity of the liquid, the particle size of the agent or the density of the agent, the transverse migration of particles can accelerate or slow down.
Ускорение поперечной миграции частиц достигается при помощи:Acceleration of transverse particle migration is achieved by:
• снижения вязкости гидроразрывной жидкости (менее 0.01 Па-с);• reducing the fracturing fluid viscosity (less than 0.01 Pa-s);
• увеличения размера расклинивающего агента (более 0.3 мм); • увеличения плотности материала расклинивающего агента (более 1500 кг/м3) или снижения плотности (менее 900 кг/м3).• increase in the size of the proppant (more than 0.3 mm); • increasing the density of the material of the proppant (more than 1500 kg / m 3 ) or reducing the density (less than 900 kg / m 3 ).
Замедление поперечной миграции частиц достигается с помощью:Slowing the transverse migration of particles is achieved by:
• увеличения вязкости гидроразрывной жидкости (более 0.2 Па-с);• increasing the fracturing fluid viscosity (more than 0.2 Pa-s);
• уменьшения размера расклинивающего агента (менее 0.08 мм);• reducing the size of the proppant (less than 0.08 mm);
• выбора плотности материала расклинивающего агента между значениями 900 и 1100 кг/м3 .• choosing the density of the material of the proppant between the values of 900 and 1100 kg / m 3 .
Таким образом, скорость поперечной миграции частиц обратно пропорциональна вязкости гидроразрывной жидкости, прямо пропорциональна размеру частиц расклинивающего агента и прямо пропорциональна абсолютной величине разности между плотностью агента и плотностью жидкости.Thus, the rate of transverse migration of particles is inversely proportional to the viscosity of the fracturing fluid, directly proportional to the size of the proppant particles and directly proportional to the absolute value of the difference between the density of the agent and the density of the fluid.
Графики на Фиг. 1-3 отражают зависимость между скоростью миграции и вязкостью гидроразрывной жидкости, плотностью материала и размером частиц расклинивающего агента. На Фиг. 1 показан график зависимости скорости миграции частиц от радиуса а частицы расклинивающего агента; при этом вязкость гидроразрывной жидкости составляет 0,01 Па-с, плотность гидроразрывной жидкости - 1000 кг/ м3, плотность частиц расклинивающего агента - 2600 кг/ м3. На Фиг.2 приведен график между скоростью миграции частиц от плотности материала расклинивающего агента ps; при этом вязкость гидроразрывной жидкости составляет 0,01 Па-с, плотность гидроразрывной жидкости 1000 кг/ м3, размер частиц расклинивающего агента 1 мм. На фиг.З показан график зависимости скорости миграции от вязкости гидроразрывной жидкости μ\ при этом плотность гидроразрывной жидкости составляет 1000 кг/ м3, плотность частиц расклинивающего агента 2600 кг/ м3, размер частиц расклинивающего агента 1 мм.The graphs in FIG. 1-3 show the relationship between the migration rate and the hydraulic fracturing viscosity, material density and proppant particle size. In FIG. 1 shows a graph of the dependence of the particle migration rate on the radius a of the proppant particle; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 . Figure 2 shows a graph between the speed of migration of particles from the density of the material of the proppant p s ; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the size of the proppant is 1 mm. Fig. 3 shows a graph of the dependence of the migration rate on the viscosity of the fracturing fluid μ \ while the density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 , the particle size of the proppant is 1 mm.
Изобретение поясняется нижеследующими примерами.The invention is illustrated by the following examples.
Пример 1Example 1
В этом примере приведены диапазон вязкости гидроразрывной жидкости и величины других определяющих параметров, обеспечивающие транспорт расклинивающего агента по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.In this example, the viscosity range of the fracturing fluid and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with a slow transverse particle migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Плотность частиц расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Proppant particle density = 2600 kg / m 3
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 ммProppant particle size = 0.5 mm
Диапазон вязкости гидроразрывной жидкости: 0.2- 0.4 Па-сFracturing fluid viscosity range: 0.2- 0.4 Pa-s
Пример 2Example 2
В этом примере приведены диапазон вязкости гидроразрывной жидкости и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с быстрой поперечной миграцией частиц.In this example, the range of the fracturing fluid viscosity and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with fast transverse particle migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Плотность расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Размер расклинивающего агента = 0.5 ммProppant density = 2600 kg / m 3 Proppant size = 0.5 mm
Диапазон вязкости гидроразрывной жидкости: 0.001 - 0.01 Па-сFracturing fluid viscosity range: 0.001 - 0.01 Pa-s
Пример 3.Example 3
В данном примере представлено ограничение на плотность материала частиц расклинивающего агента, а также приведены величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.In this example, a restriction on the density of the material of the proppant agent particles is presented, and also the values of other determining parameters that provide proppant transport along the crack with slow transverse particle migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кгlмFracturing fluid density = 1000 kglm
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 ммProppant particle size = 0.5 mm
Ограничение плотности частиц расклинивающего агента: p° < 1020 кгlм3 Proppant particle density limitation: p ° <1020 kglm 3
Пример 4.Example 4
В данном примере приведены диапазон плотности материала частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с быстрой поперечной миграцией.In this example, the range of the density of the material of the proppant agent particles and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with rapid transverse migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кгlм3 Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing fluid density = 1000 kglm 3 Fracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 ммProppant particle size = 0.5 mm
Диапазон плотности частиц расклинивающего агента: 1500 - 4000 кг/мЗProppant particle density range: 1500 - 4000 kg / m3
Пример 5.Example 5
В примере приведены диапазон размеров частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт примеси по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.The example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with a slow transverse particle migration.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/мЗFracturing Density = 1000 kg / m3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Плотность частиц расклинивающего агента = 2600 кг/мЗProppant particle density = 2600 kg / m3
Радиус частицы расклинивающего агента: 0.01 - 0.08 ммProppant particle radius: 0.01 - 0.08 mm
Пример 6.Example 6
В примере приведены диапазон размеров частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт примеси по трещине с быстрой поперечной миграцией.The example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with rapid transverse migration.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Плотность частиц расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Proppant particle density = 2600 kg / m 3
Радиус частицы расклинивающего агента: 0.3 - 1 мм Proppant particle radius: 0.3 - 1 mm
Claims
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147034 | 2008-11-28 | ||
| RU2008147034/03A RU2008147034A (en) | 2008-11-28 | 2008-11-28 | UNDERGROUND SUBSTANCE HYDRAULIC METHOD |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010062213A1 true WO2010062213A1 (en) | 2010-06-03 |
Family
ID=42225896
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2009/000530 Ceased WO2010062213A1 (en) | 2008-11-28 | 2009-10-09 | Method for hydraulically fracturing a subsurface formation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2008147034A (en) |
| WO (1) | WO2010062213A1 (en) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7302849B2 (en) * | 2004-04-23 | 2007-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for monitoring of fluid-filled domains in a medium based on interface waves propagating along their surfaces |
-
2008
- 2008-11-28 RU RU2008147034/03A patent/RU2008147034A/en unknown
-
2009
- 2009-10-09 WO PCT/RU2009/000530 patent/WO2010062213A1/en not_active Ceased
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7302849B2 (en) * | 2004-04-23 | 2007-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for monitoring of fluid-filled domains in a medium based on interface waves propagating along their surfaces |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| D.D. CRAMER.: "Guides exist for fracture treatment in horizontal wells.", OIL & GAS JOURNAL, 27 March 1989 (1989-03-27), pages 41 - 52 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008147034A (en) | 2010-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2402679C2 (en) | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed | |
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| US9902898B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| AU2019387119B2 (en) | System, method, and composition for controlling fracture growth | |
| Hanlin et al. | Micro pore and throat characteristics and origin of tight sandstone reservoirs: A case study of the Triassic Chang 6 and Chang 8 members in Longdong area, Ordos Basin, NW China | |
| US20110272159A1 (en) | Hydraulic fracture height growth control | |
| WO2019195478A9 (en) | Proppant-fiber schedule for far field diversion | |
| WO2019164694A1 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US10370950B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| WO2010062213A1 (en) | Method for hydraulically fracturing a subsurface formation | |
| AU2017386373A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US4570710A (en) | Method for preventing wellbore damage due to fines migration | |
| WO2010068137A1 (en) | Method for hydraulically fracturing an underground formation | |
| Sparlin | Fight Sand with Sand-A Realistic Approach to Gravel Packing | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| Blackwell et al. | Borehole performance in alluvial aquifers: particulate damage | |
| RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
| Khabibullin | Evaluation of ways to reduce sand production from unconsolidated heterogeneous formations when using screens | |
| Nash | Proppant Technology Advances and Reservoir Performance | |
| Izuwa et al. | Evaluation of Fines Assisted Low Salinity Water Flooding in Edge Water Drive Reservoirs | |
| Abdeli et al. | ENHANCED OIL RECOVERY OF DEPOSITS BY MAINTAINING A RATIONAL RESERVOIR PRESSURE | |
| Ismayilov et al. | IMPACT OF DRILLING AND CEMENTING ON RESERVOIR FILTRATION PROPERTIES IN OIL AND GAS WELLS | |
| GUTMAN et al. | GEOMECHANICAL MODEL CONSTRUCTION FOR THE PURPOSE OF FRACTURING OPTIMIZATION ON THE EXAMPLE OF LANSKO-STAROOSKOLSKY DEPOSIT OF RECHITSA FIELD |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 09829387 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 09829387 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |