ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ПООЧЕРЕДНАЯ ПОДАЧА РАСКЛИНИВАЮЩЕГО АГЕНТА ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА КАК СПОСОБ СОЗДАНИЯ БАРЬЕРА, ОГРАНИЧИВАЮЩЕГО ВЫСОТУ РАЗВИТИЯ ТРЕЩИНЫ

(SEQUENTIAL PROPPANT SUPPLY IN HYDRAULIC FRACTURING AS A WAY TO CREATE A BARRIER LIMITING THE HEIGHT OF FRACTURE EXPANSION)

Поиск баланса между обеспечением достаточной безразмерной проводимости трещин и риском их неконтролируемого роста в высоту – основной технологический вызов для инженеров-нефтяников, разрабатывающих дизайн для гидравлического разрыва пласта.
В статье рассматривается один из методов интенсификации притока со скважины путем закачки в пласт расклинивающего агента (пропанта) с периодическими кратковременными остановками его подачи без изменения расхода жидкости. Продолжительность и повторяемость кратковременных закачек и остановок, а также последующей за ними основной стадии закачки определяются коллекторскими свойствами пласта и реологическими свойствами закачиваемых жидкостей. Сшитая система, используемая при возобновлении закачки после технологического отстоя, позволяет перенести ранее сформировавшиеся пропантные осаждения за счет тяговой силы вязкой жидкости. Реализация данного способа гидравлического разрыва пласта нацелена на локализацию трещины в продуктивном пласте и уменьшение обводненности.
Приведен пример процесса заполнения пропантом трещины гидроразрыва на экспериментальной установке. Указана зависимость объемного содержания расклинивающего агента в смеси на процесс формирования трещины. Описываемый способ используется на практике при обработке продуктивного пласта, вблизи которого (5–15 м по вертикали) расположен водонасыщенный пласт.
Способ попеременной закачки пропанта на низковязкой жидкости применяется и при обработке пласта в горизонтальной скважине. При использовании технологии важно учитывать особенности переноса смеси с большей размерностью зерен пропанта по горизонтальной части ввиду риска преждевременного оседания пропанта из смеси за счет силы тяжести.

The main technological challenge for petroleum engineers designing hydraulic fracturing is to find a balance between sufficient dimensionless conductivity of fracture and the risk of its uncontrolled growth in height.
The article considers one of the well stimulation methods, which implies injecting a propping agent (proppant) into the formation with intermittent short-term stops at the same fluid flow rate. The frequency and duration of stops and subsequent injection stages are determined by the reservoir properties of the formation and rheological properties of injected fluids. The cross-linked system used for resuming injection after process sedimentation allows the tractive force of a viscous fluid to transfer previously formed proppant deposits. This hydraulic fracturing method is aimed at localizing the fracture in the reservoir and reducing water cuts.
The paper gives an example of the process of filling a hydraulic fracture with a proppant at an experimental rig. The dependence of the proppant volume content in the mixture on the fracture formation process is given.
The described method is practiced when treating a reservoir in the vicinity of a water-saturated formation (within 5–15 m vertically).
The intermittent short-term stop method with a low-viscosity fluid is also used for formation treatment in horizontal wells. It is important to consider the specific features of mixture transfer with a larger proppant grain size along the horizontal section since there is a risk of early proppant suspension due to gravity.

ПЕРЕНОС И ОСАЖДЕНИЕ РАСКЛИНИВАЮЩЕГО АГЕНТА, ВЯЗКОСТЬ ЖИДКОСТИ, ЛИНЕЙНЫЙ ГЕЛЬ, СШИТЫЙ ГЕЛЬ

PROPPANT TRANSPORT AND SUSPENSION, VISCOSITY OF FLUID, LINEAR GEL, CROSS-LINKED GEL

В.Ф. Пызыков1, e-mail: Vladimir.Pyzykov@lukoil.com,

С.К. Сохошко2, e-mail: Sohoshkosk@tyuiu.ru

1 ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (Когалым, Россия).
2 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» (Тюмень, Россия).

V.F. Pyzykov1, e-mail: Vladimir.Pyzykov@lukoil.com,

S.K. Sokhoshko2, e-mail: Sohoshkosk@tyuiu.ru

1 LUKOIL-ENGINEERING, LLC (Kogalym, Russia).
2 Tyumen Industrial University (Tyumen, Russia).

Пызыков В.Ф., Сохошко С.К. Поочередная подача расклинивающего агента при гидравлическом разрыве пласта как способ создания барьера, ограничивающего высоту развития трещины // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2023. № 5–6. С. 28–35.

Pyzykov V.F., Sokhoshko S.K. Sequential Proppant Supply in Hydraulic Fracturing as a Way to Create a Barrier Limiting the Height of Fracture Expansion. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2023;(5–6):28–35. (In Russ.)

Alotaibi M.A., Miskimins J.L. Slickwater proppant transport in complex fractures: new experimental findings & scalable correlation // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, September 28–30, 2015, Houston, TX, USA / Paper Number: SPE-174828-MS. DOI: 10.2118/174828-MS.

Zhang Z., Zhang S., Ma X., et al. Experimental and numerical study on proppant transport in a complex fracture system // Energies. 2020. № 13 (23). Paper Number: 6290. DOI: 10.3390/en13236290.

Садыков А.М., Ерастов С.А., Федоров А.Э. и др. Опыт и перспективы применения низковязких жидкостей при гидроразрыве пласта в зонах с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами и близким водонефтяным контактом // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7 (92). С. 72–77. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-72-77.

Татосов А.В. Модель закачки пропанта в трещину гидроразрыва // Вычислительные технологии. 2005. № 6 (10). С. 91–101.

Шипулин А.В. Развитие технологии импульсного гидроразрыва // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 4. С. 23–25.

Патент № 2656054 Российская Федерация, МПК E21B 43/267 (2006.01), C09K 8/62 (2006.01). Способ гидравлического разрыва пласта: № 2016152683: заявл. 14.06.2016: опубл. 30.05.2018 / Малышев Г.А., Желудков А.В., Малышев А.Г. и др.; заявитель ОАО «Сургутнефтегаз» // Google Patents. URL: https://patents.google.com/patent/RU2656054C1/ru?oq=2656054 (дата обращения: 16.06.2023).

Roodhart L.P. Proppant settling in non-Newtonian fracturing fluids // SPE/DOE Low Permeability Gas Reservoirs Symposium, May 19–22, 1985, Denver, CO, USA / Paper Number: SPE-13905-MS. DOI: 10.2118/13905-MS.

Насыбуллин А.В., Салимов О.В., Сахабутдинов Р.З., Салимов В.Г. Влияние вязкости технологической жидкости на геометрию трещин гидроразрыва // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 4. С. 29–34.

Кашапов Д.В. Течение жидкости с пропантом в горизонтальной скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 7 (224). С. 62–66.

Булгакова Г.Т., Ильясов А.М., Кашапов Д.В., Байков В.А. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. 2018. № 5. С. 64–75. DOI: 10.31857/S056852810001790-0.

Бабаев М.Л., Савченко И.В., Шкитин А.А. и др. Технологии вовлечения в разработку сложнопостроенного объекта АВ1 1-2 «Рябчик» Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 24–29. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-10-24-29.

Alotaibi M.A., Miskimins J.L. Slickwater Proppant Transport in Complex Fractures: New Experimental Findings & Scalable Correlation. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 28–30 September 2015, Houston, TX, USA. Paper Number: SPE-174828-MS. https://doi.org/10.2118/174828-MS.

Zhang Z., Zhang S., Ma X., Guo T., Zhang W., Zou Y. Experimental and Numerical Study on Proppant Transport in a Complex Fracture System. Energies. 2020;23(13): Paper Number: 6290. https://doi.org/10.3390/en13236290.

Sadykov A.M., Erastov S.A., Fedorov A.E., Sirbaev R.I., Leskin F.Yu., Sakhipova I.A., et al. Experience and Prospects for the Use of Low-Viscosity Fluids during Hydraulic Fracturing in Zones with Poor Reservoir Quality and Vicinity of Water-Oil Contact. Ekspoziciya Neft’ Gaz [Exposition Oil & Gas]. 2022;92(7):72–77. https://doi.org/10.24887/2076-6785-2022-7-72-77. (In Russ.)

Tatosov A.V. Model of Crack Filling in Hydraulic Fracturing. Vychislitel’nye tekhnologii [Computational Technologies]. 2005;10(6):91–101. (In Russ.)

Shipulin A.V. Development of Pulse Hydro-Fracturing Procedure. Neft. Gas. Novacii [Oil. Gas. Novations]. 2018;(4):23–25. (In Russ.)

Patent No. 2656054 Russian Federation, IPC E21B 43/267 (2006.01), C09K 8/62 (2006.01). Method of Hydraulic Fracturing of a Reservoir. Application No. 2016152683, appl. 14.06.2016, publ. 30.05.2018. Authors – Malyshev G.A., Zheludkov A.V., Malyshev A.G, et al.; patent holder – OAO “Surgutneftegaz”. Available from: https://patents.google.com/patent/RU2656054C1/ru?oq=2656054 [Accessed 16.06.2023].

Roodhart L.P. Proppant Settling in Non-Newtonian Fracturing Fluids. In: SPE/DOE Low Permeability Gas Reservoirs Symposium, 10–22 May 1985, Denver, CO, USA. Paper Number: SPE-13905-MS. https://doi.org/10.2118/13905-MS.

Nasybullin A.V., Salimov O.V., Sakhabutdinov R.Z., Salimov V.G. Effect of Process Fluid Viscosity on Hydraulic Fractures Geometry. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa [Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex]. 2017;(4):29–34. (In Russ.)

Kashapov D.V. Flow of a Liquid with a Propant in a Horizontal Well during the Hydraulic Fracturing Operation. Neft. Gas. Novacii [Oil. Gas. Novations]. 2019;224(7):62–66. (In Russ.)

Bulgakova G., Ilyasov A., Kashapov D., Baikov V. Estimation of the Geometric Parameters of a Reservoir Hydraulic Fracture. Izvestia RAN, Mekhanika Zhidkosti I Gaza [Fluid Dynamics]. 2018;53(5):642–653. https://doi.org/10.1134/S0015462818050038.

Babaev M.L., Savchenko I.V., Shkitin A.A., Pisarev A.A., Smirnov D.S., Pisarev D.Yu. Technologies for Involvement in the Development of the Complex Reservoir AV1 1-2 Ryabchik of Samotlorskoye Oil Field. Neftyanoe khozyajstvo [Oil Industry]. 2022;(10):24–29. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-24-29. (In Russ.)
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57