WO2018182444A1 - Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта - Google Patents

Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2018182444A1
WO2018182444A1 PCT/RU2017/000190 RU2017000190W WO2018182444A1 WO 2018182444 A1 WO2018182444 A1 WO 2018182444A1 RU 2017000190 W RU2017000190 W RU 2017000190W WO 2018182444 A1 WO2018182444 A1 WO 2018182444A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydraulic fracturing
fiber
proppant
fibers
fluid
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000190
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Дмитрий Викторович БАДАЖКОВ
Владимир Александрович ПЛЯШКЕВИЧ
Иван Владимирович ВЕЛИКАНОВ
Дмитрий Сергеевич КУЗНЕЦОВ
Олег Валерьевич КОВАЛЕВСКИЙ
Вадим Исмаилович ИСАЕВ
Денис Виктрович БАННИКОВ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Канада Лимитед, Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн, Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to US16/499,077 priority Critical patent/US11193356B2/en
Priority to CA3058597A priority patent/CA3058597A1/en
Priority to PCT/RU2017/000190 priority patent/WO2018182444A1/ru
Priority to RU2019129038A priority patent/RU2730575C1/ru
Publication of WO2018182444A1 publication Critical patent/WO2018182444A1/ru
Priority to SA519410208A priority patent/SA519410208B1/ar

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
    • E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • 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
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B17/00—Systems involving the use of models or simulators of said systems
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
    • G01V2210/1234—Hydrocarbon reservoir, e.g. spontaneous or induced fracturing
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling

Definitions

  • This technical solution relates to the field of stimulation of a productive formation using hydraulic fracturing technology, in particular, to conduct hydraulic fracturing, starting with the construction of a hydraulic fracturing schedule.
  • Hydraulic fracturing is a widely used method of intensifying oil and gas production. It is based on the formation of long permeable cracks in the oil and gas reservoir, resulting in an increase in the area and speed of production. To ensure that the crack remains open and permeable, proppant is used. The injected mixture of liquid, fibers and other functional additives is responsible for the formation of long cracks and uniform placement of proppant in them. Modeling the correct propagation of a fracture and proppant transport within a hydraulic fracture is a crucial point, since the uniform placement of proppant in a fracture determines the effective conductivity of the fracture, which provides an increased rate of production of liquid hydrocarbons from the reservoir.
  • degrading fibers in hydraulic fracturing operations are that when the hydraulic fluid is injected, the fibers do not have time to degrade, but they increase the effective viscosity of the medium, the polymer fibers gradually degrade after the proppant pack is formed in the crack (the rate of degradation depends, for example, on temperature, pH of the medium, fiber material), which increases the conductivity of proppant packaging.
  • the temperature of the hydraulic fracturing fluid gradually increases from the surface temperature to the temperature of the formation.
  • the hydraulic fluid injection process is also accompanied by changes in the rheological properties of the fluid.
  • the viscosity of a fluid thickened by a polymer varies with temperature and shear load; additives change the chemical composition and physical properties of hydraulic fracturing fluid; thinner, activators and moderators perform their functions.
  • Multiparameter behavior of hydraulic fracturing fluid is solved using suitable chemical-physical models embedded in hydraulic fracturing simulators.
  • the treatment method includes tracking the properties of a fluid that is selected from the group consisting of pH, temperature, shear viscosity, loss modulus, complex modulus, fluid density, chemical composition, concentration of additives, crosslinking degree, molecular weight of additives, crosslinking onset temperature, thermal fluid liquefaction, proppant sedimentation rate, pressure, spectroscopic data, etc.
  • the transfer model is updated continuously (or offline), and one of the streams (carrier fluid stream, proppant stream or otok liquid additives) is adjusted to achieve the desired fracturing characteristics.
  • the proppant transfer model takes into account the evolution of the properties of the carrier fluid, which is pumped into the rock.
  • the fibers added to the fracturing fluid can be used to improve proppant transfer at low viscosities and / or lower suspension costs ((see SPE 68854 (Vasudevan, S., Willberg, D. M., Wise, JA, Gorham, TL, dacar, R. C, Sullivan, PF, ... Mueller, F. (2001, January 1). Field Test of a Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills Field, California. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118 / 68854-MS) and SPE 91434 (Engels, JN, Martinez, E., Fredd, CN, Boney, CL, & Holms, BA (2004, January 1).
  • hydraulic fracturing operations using hydraulic fracturing fluid containing proppant (proppant) and fiber are based on trial and error. Reassessment of the transport capabilities of the degrading fiber leads to an uneven distribution of proppant over the volume of the hydraulic fracture and reduces the effectiveness of stimulation using hydraulic fracturing. It is desirable to have a method in which the effectiveness of various hydraulic fracturing injection schedules is assessed, and the optimal version of the hydraulic fracturing plan is selected based on one or two optimization criteria. This reduces the cost of carrying out non-optimal hydraulic fracturing options in a real well.
  • This disclosure proposes to optimize the hydraulic fracturing plan (schedule) taking into account two-dimensional modeling of transport processes in a hydraulic fracture.
  • Building a hydraulic fracturing plan in a well contains the following steps: obtaining data on hydraulic fracturing operations, containing a proppant injection plan and a fiber injection plan of various types; building a degradation matrix for fibers of various types; construction of possible hydraulic fracturing operations in accordance with the type of fiber and injection plan.
  • a two-dimensional model of hydraulic fracturing of the formation for the time intervals of the injection plan is constructed based on transfer equations.
  • a hydraulic fracturing operation is selected in accordance with the type of fiber to optimize hydraulic fracturing, and hydraulic fracturing is selected according to a given optimization parameter.
  • the optimization parameter is maximum for one of the fiber type options.
  • the method for constructing a hydraulic fracturing plan is based on the assessment of one of the parameters of hydraulic fracturing optimization: the area of the propped (propped) fracture region of the hydraulic fracture, the height of the hydraulic fracture, the length of the fractured propped fracture region, and the total amount of fiber additive in terms of injection.
  • the disclosure also describes a method of hydraulic fracturing.
  • the method of hydraulic fracturing includes constructing a hydraulic fracturing plan in the well, as well as preparing hydraulic fracturing fluid containing a carrier fluid, proppant, additives and fibers, and pumping hydraulic fracturing fluid into the reservoir through the well according to the selected (optimal) embodiment of hydraulic fracturing.
  • Figure 1 illustrates a diagram for constructing a hydraulic fracturing plan with two-dimensional hydraulic fracturing modeling.
  • Figure 2 shows an example of an injection plan in the form of a graph of the mass concentration of proppant (left coordinate axis) and mass concentration of fibers (right coordinate axis) in the hydraulic fracturing fluid over time stages.
  • Figure 3 shows the result of a two-dimensional hydraulic fracturing simulation for an injection plan with a constant proppant mass concentration (without fibers). The distribution of proppant concentration in the fracture volume is presented.
  • Figure 4 shows the result of a two-dimensional hydraulic fracturing simulation for an injection plan with a constant proppant mass concentration (without fibers). The distribution of the temperature of the hydraulic fracturing fluid in the volume of the hydraulic fracture is presented.
  • Figure 5 shows the result of two-dimensional modeling of hydraulic fracturing for an injection plan with a constant proppant mass concentration with a fiber additive of type 1. The distribution of proppant concentration in the hydraulic fracture volume is presented.
  • Figure 6 shows the result of two-dimensional hydraulic fracturing modeling for an injection plan with a constant proppant mass concentration with a fiber additive of type 1.
  • the carrier fluid is an oil emulsion. The temperature distribution of the emulsion in the fracture volume is presented.
  • Figure 7 shows the result of a two-dimensional hydraulic fracturing simulation for an injection plan with a constant proppant mass concentration with a fiber additive of type 4. The distribution of proppant concentration in the fracture volume is presented.
  • Fig. 8 shows the result of two-dimensional hydraulic fracturing simulation for an injection plan with constant proppant mass concentration with a fiber additive of type 4. The distribution of the temperature of the hydraulic fracturing fluid in the volume of the hydraulic fracture is presented.
  • Figure 1 presents a diagram of the simulation of the dynamic hydraulic fracturing process (hydraulic fracturing simulator) with a description of the common input and output parameters, as well as variables described for each cell of the computational domain (for a specific time step in hydraulic fracturing modeling).
  • the two-dimensional hydraulic fracturing model is a set of mathematical solutions and methods capable of providing hydraulic fracturing results (output data) based on input parameters.
  • the concentration of fibers is taken into account taking into account the fiber degradation matrix.
  • the current fiber concentration (which depends on the temperature history for the fibers in the cell) is taken into account in the additional block “Correction of the proppant deposition rate”.
  • the adjusted proppant sedimentation rate (i.e., the Stokes rounded particle deposition rate in a viscous fluid) is taken into account for each simulation cell at the next time step t + 1.
  • Modeling of the hydraulic fracturing process is continued until the intended injection plan is completed (for example, a predetermined proppant mass is pumped).
  • the calculation data of the two-dimensional hydraulic fracturing model are derived for the main modeling variables: proppant concentration, fiber concentration, fluid temperature distribution.
  • degrading fibers stop working (do not affect proppant sedimentation rate), i.e., the effective fiber concentration in the simulation cell turns to zero.
  • degradable fiber here means the choice of the type of fiber, which during the hydraulic fracturing operation (less than an hour) loses its strength and stiffness, which reduces the "transport" capabilities of hydraulic fracturing fluid with a fiber additive.
  • polymer degradation is usually understood to mean hydrolysis (complete or partial dissolution) of a polymer fiber, which requires a significantly longer exposure time (several days).
  • the different types of fibers for a proppant fiber suspension in an aqueous carrier fluid are shown in Table 1.
  • the degrading fibers shown in Table 1 have stable mechanical properties until a critical degradation time t cr is reached.
  • the obtained critical time is presented in table 2, table 3, table 4 for a set of temperatures and different pH.
  • the transport efficiency of the fibers is characterized as the ratio of the deposition rate of proppant in a fracturing fluid without fibers to the deposition rate of proppant in a medium with fibers. For example, if these speeds are equal, then the fibers do not affect the proppant transport (the fibers have already degraded). The larger the ratio of the two Stokes deposition rates, the higher the transport properties of the fibers.
  • the critical degradation time t cr of the fiber is the waiting time until the degrading fiber ceases to affect the deposition rate of solid particles (proppant). This definition of degradation differs from the parameter of “complete degradation” of the polymer material under downhole conditions.
  • the time of complete degradation or “biodegradation time” for a polymer means the time of complete hydrolysis (dissolution) of the polymer under downhole conditions.
  • a new feature is used - a degradation matrix (table) for fibers of a particular type.
  • the construction of a fiber degradation matrix is based on experimental laboratory results for determining the critical degradation time (lifetime) for a selected fiber type (fiber dispersion in hydraulic fracturing fluid).
  • Preliminary fiber additives are evaluated for the ability of degradation in hydraulic fracturing fluid under downhole conditions (temperature and acidity). If the degradation time of polymer fibers is estimated to be comparable with the time of the hydraulic fracturing operation, then a degradation matrix is made for fibers of various types.
  • volume fracturing modeling is introduced - this is the calculation of the fracturing fluid distribution, proppant concentration and fiber concentration, the specific rate of fluid leakage into the rock, as well as other hydraulic fracturing parameters. Simulation means a computer calculation of these parameters for each cell of the computational domain. The calculated area is the space of a flat hydraulic fracture. Note that for modeling the hydraulic fracturing process, only one half of the modeling space is used, since the second half has a symmetrical flat crack (with hydraulic fracturing, the cracks grow on both sides of the perforation interval in the well).
  • the calculation is performed using well-known hydraulic fracturing simulators, which calculate the indicated parameters by numerically solving the equations of conservation of mass, momentum and energy in all neighboring simulation cells.
  • the proposed method for modeling and conducting hydraulic fracturing of a formation involves taking into account the properties of the fibers (in particular, degrading polymer fibers).
  • the proposed method taking into account the degradation of the fibers in the stream, gives a more correct picture of the distribution of proppant and fibers in the subterranean formation.
  • Figure 2 shows a typical hydraulic fracturing plan.
  • the input proppant mass concentration (left axis) and the input fiber mass concentration (right axis) are specified at time intervals.
  • a pumping schedule of solid particles (proppant and fibers) is set with an increase in mass concentration until the end of the hydraulic fracturing operation.
  • other hydraulic fracturing plans are used. For example, intervals with a high mass concentration of proppant and fiber alternate with intervals of pumping “pure pulses” - without proppant. This technique is known as the “channel fracturing” technique or fracturing with an uneven proppant distribution.
  • the fibers are selected from degradable fibers, non-degradable fibers, or mixtures thereof.
  • the degree of fiber degradation depends on the residence time in the hydraulic fracture, the temperature distribution in the hydraulic fracture, and the physical properties of the degrading polymer.
  • the method of constructing a hydraulic fracturing plan is used for situations when the melting temperature of the fiber is lower than the temperature of the formation.
  • a fiber degradation matrix is obtained for the temperature and pH of the fracturing fluid in the formation.
  • a fiber degradation matrix is obtained in the form of a table on the critical lifetime of degraded fibers, depending on the properties of the hydraulic fracturing fluid.
  • additives for hydraulic fracturing are taken into account.
  • These additives are known to those of ordinary skill in the oil and gas industry: thickening polymers, thickening polymer crosslinking agents, thickening polymer delay crosslinking agents, emulsion stabilizers, friction reducing agents, pH regulators, foam stabilizers, biocides, clay swelling regulators, chelating agents.
  • Such additives affect the rheology of hydraulic fracturing fluid.
  • Crosslinking agents are added to the water-soluble polymer to increase the viscosity of the fracturing fluid, which reduces the proppant sedimentation rate.
  • Friction reducing agents are added to the processing fluid to reduce the load on the pumping equipment.
  • a method of constructing a hydraulic fracturing graph taking into account the contribution of fiber to proppant distribution is used for hydraulic fracturing fluid, in which the mass concentration of various types of fibers is in the range from 0.05 to 20 kg / m 3 .
  • the method of constructing a hydraulic fracturing graph is used for proppant mass concentrations that are in the range from 0.1 to 400 kg / m 3 .
  • the carrier fluid is selected from the group: aqueous fluid, aqueous fluid with a polymer to reduce friction, foamy fluid, carrier fluid thickened with a water-soluble polymer, oil-water emulsion, oil-water emulsion.
  • the carrier fluid with a water-soluble polymer is thickened using ionic crosslinking agents of the polymer.
  • An example of an ionic crosslinking polymer is a boric acid salt (borate ion) for an aqueous guar solution.
  • Other ionic agents for crosslinking (gelling) of a water-soluble polymer are salts of trivalent metals (for example, A1, Cr, Sr).
  • the examples described below provide data on the modeling of the GPR process when choosing fibers of various types, as well as when choosing different types of carrier fluid (crosslinked gel, emulsion). Based on the simulation results for various injection plans, the hydraulic fracturing optimization parameter is compared and an optimized hydraulic fracturing plan for the well is compiled using it. Examples of hydraulic fracturing modeling are carried out for one embodiment of perforation interval organization.
  • the perforation interval is the interval of the casing, through the perforations of which the hydraulic fluid is pumped at a pressure above the fracturing pressure.
  • the conditions on the perforation interval are used as input for two-dimensional modeling of the hydraulic fracturing process.
  • Example 1 shows the options for constructing a degradation matrix for fibers of various types (5 fiber types at different pHs of the carrier fluid).
  • Various types of polymer fibers are described according to the parameters characteristic of transport: payment: length, diameter and shape of the fibers, crystallinity of the polymer, melting point of the fiber material, fiber material (degrading / non-degrading).
  • the selection of fiber types and the construction of a fiber degradation matrix is carried out depending on the temperature and pH of the liquid, the exposure time of the fiber in the aqueous liquid. It is known that for polymer degrading fibers, the rate of degradation (softening of the polymer) depends on the degree of crystallinity of the polymer, the melting point, the temperature of the medium, and other external parameters.
  • Fiber 1 Industrial L-polylactide (with a D-isomer content of less than 3%), crystallinity 30%. Fibers 6 mm long, 12 microns in diameter, straight (unframed). The melting point of the polymer is 160 ° C.
  • Fiber 2 Industrial L-polylactide (with a D-isomer content of less than 3%), crystallinity 30%. Fibers 3 mm long, 8 microns in diameter, corrugated. The melting point of the polymer is 160 ° C.
  • Fiber 3 Industrial L-polylactide (with a D-isomer content of less than 10%), crystallinity 10%. Fibers 6 mm long, 12 microns in diameter, straight. Polymer melting point ⁇ 140 ° C.
  • Fiber 4 Stereocomplex L-polylactide and D-polylactide (high temperature) with equal content of each component
  • the polymer has a melting point of 220 ° C.
  • Fiber 5 Polyethylene terephthalate, impurity content (non-degradable less than 0.5%, crystallinity 30%.
  • the melting point of the polymer is 260 ° C.
  • Tables 2-4 shows the data for a practically non-degradable PET fiber.
  • the critical lifetime under given conditions is more than two days, while the duration of the hydraulic fracturing plan is measured in minutes. This fiber was used to compare the transport capabilities of fibers from a degrading polymer (fibers 1, 2, 3, 4).
  • thermostable fibers in a well with a low reservoir temperature (82-120 ° C) the effect of fiber degradation will be low, and this effect is not taken into account when modeling hydraulic fracturing.
  • Example 2 describes how, in a two-dimensional hydraulic fracturing model, based on transfer equations, the proppant deposition rate change due to the presence of fibers is taken into account.
  • the proppant mass concentration ⁇ p in the cell and the mass concentration of Cf fibers in the cell are known.
  • the proppant sedimentation rate in the absence of fibers is calculated using the algorithm from [Schiller L., Naumann A., Uber die wisee Betician bei der Schwekrafttaufenung, Ver.Deutch. Ing., N44. P.318-320].
  • C p is the concentration of proppant in pp (pound per gallon or 119 kg / m 3 ),
  • Pf is the specific gravity of the fibers
  • the graph of the hydraulic fracturing was carried out using the hydraulic fracturing simulator.
  • a highly viscous liquid (guar solution crosslinked with boric acid salts) was used as a carrier fluid.
  • Figure 3 shows the simulation results for the distribution of proppant concentration in the fracture Hydraulic fracturing (at the end of the injection plan - the final result of hydraulic fracturing modeling).
  • the final distribution of proppant concentration (kg / m 2 ) over the fracture space is an indicator of the wedging of the fractured region.
  • the lower limit for the fracturing to be wedged is a proppant concentration equal to or higher than 0.14 kg / m 2. Areas with a low proppant density ( ⁇ 0.14 kg / m 2 ) are not able to withstand fracture closure stress after fracturing: such non-wedged areas (light tone on the graph) do not able to provide high fracture conductivity.
  • Figure 4 presents the simulation results for the temperature distribution in the hydraulic fracture for pumping proppant slurry (hydraulic fracturing fluid). Modeling the temperature in the hydraulic fracture shows that at the initial temperature of the hydraulic fracturing fluid at a surface of 30-40 ° C, pumping it to a depth of 4 km causes a gradual heating of the fluid to a temperature of 120-140 ° C (near the perforation interval). Next, the fracturing fluid that has fallen into the crack continues to warm due to thermal contact with the rock. The crack is characterized by regions with different temperatures - from 150 ° C to 180 ° C. Figure 4 shows the final temperature distribution for hydraulic fracturing fluid.
  • Example 3 The simulation in Example 3 is the initial reference for comparing other proppant and fiber injection plans.
  • Injection plans (examples 4-5) provide a higher fracturing optimization parameter due to the addition of polymer fibers (the parameter is the total wedging area in this example).
  • Example 4
  • the hydraulic fracturing graph (the distribution of the temperature of the fluid in the hydraulic fracture was simulated) was carried out using the hydraulic fracturing simulator.
  • An oil-in-water emulsion was used as a carrier fluid.
  • 30% of the oil product diesel fuel
  • the oil-water emulsion was stabilized with a 0.5% amphiphilic surfactant additive.
  • hydraulic fracturing plan hydraulic fracturing was delivered to the fracture: the total amount of type 1 fibers was 180 kg, the total proppant mass was 14,000 kg.
  • Figure 5 presents the simulation results for the distribution of proppant concentration in the hydraulic fracture (at the end of the injection plan, this is the final simulation result for the proppant flow in the fracture).
  • the distribution of proppant concentration (kg / m 2 ) over the crack space is an indicator of the wedging of the crack area.
  • the lower limit for crack wedging is the local proppant concentration above 0.14 kg / m 2 .
  • the total proppant proppant area mixed with fiber is approximately 40% of the fracture area (moderate fracture propping). This is more than for a hydraulic fracturing fluid supply without fiber (FIG. 3 and FIG. 4). Fracture length (extremely according to the simulation results, 140 m. The fracture height with a proppant was 19 m.
  • the high difference in local temperature within the computational domain is an indicator that the fiber degradation matrix (fiber type - see Tables 2-4, column 3) should be taken into account when calculating the effective proppant concentration.
  • the effects of fiber degradation will be noticeable in cells with a temperature close to or above the melting temperature of polymer 1 (in this example, the melting temperature of a polymer of type 1 is 160 ° C according to table 1). This excess of temperature over the critical temperature of degradation is characteristic of most of the hydraulic fracturing modeling area.
  • the graph of the hydraulic fracturing was carried out using the hydraulic fracturing simulator.
  • a highly viscous liquid (a guar solution crosslinked with borate salts) was used as a carrier fluid.
  • hydraulic fracturing hydraulic fracturing was delivered to the fracture: the total number of fibers of type 4 (high-temperature DL-polylactide) is 200 kg, the total proppant mass is 14,000 kg.
  • Figure 7 presents the simulation results for the distribution of proppant concentration in the fracture. Modeling using the hydraulic fracturing simulator allows us to estimate the intermediate parameter distributions. 7 shows the final distribution of proppant concentration after the end of the hydraulic fracturing plan.
  • the distribution of proppant concentration (kg / m 2 ) over the crack space is an indicator of crack propping.
  • the “lower limit” for wedging a crack is the local proppant concentration above 0.14 kg / m 2 . Areas with a lighter tone gradation correspond to non-wedged areas in the calculated area (there is a closure of the walls of the hydraulic fracture).
  • Figure 7 shows that the total proppant proppant area mixed with type 4 fiber (additive to enhance the transport properties of the fluid) is approximately 65% of the crack area (high fracture proppancy).
  • the fracture length (the extreme coordinate of the wedged area) was 117 m according to the simulation results.
  • the fracture height with the proppant was 21 m.
  • Fig presents the simulation results for the distribution of fluid temperature in the fracture at the final stage of the process - before closing the fracture. It can be seen from the temperature distribution that during the hydraulic fracturing operation, there are fluid temperature gradients in the fracture - from 150 to 180 ° ⁇ . These temperature effects are taken into account, in particular, using a fiber degradation matrix (Tables 2-4).
  • the selected (optimal) injection plan after comparing various hydraulic fracturing modeling options becomes the "hydraulic fracturing plan", it is according to this plan that the hydraulic fracturing operation is performed with high stimulation efficiency.
  • the disclosed method of creating a hydraulic fracturing plan avoids unnecessary loss of time and materials, typical of the trial and error method.
  • Non-optimal versions of the injection plan are screened by the operator at the stage of computer simulation of hydraulic fracturing using a hydraulic fracturing simulator.
  • the method allows for the optimization of hydraulic fracturing, at least one optimization parameter and to evaluate the effectiveness of the use of additives of degrading fibers of various types.
  • one or several parameters are selected from the list: the area of the propped fracture fracture region, the height of the fracture, the length of the fracture, and the total amount of fiber in the fracture.
  • Example 5 the addition of type 4 fiber (high temperature polymer) to the fracturing fluid creates an extensive proppanted fracture area that is approximately 20-40% higher than for alternative examples of injection plans.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)

Abstract

Предлагаемый способ позволяет оптимизировать план (график) гидроразрыва пласта с учетом двумерного моделирования процессов переноса в трещине ГРП. Построение плана гидроразрыва пласта в скважине содержит следующие этапы: получение данных об операциях по гидравлическому разрыву пласта, содержащих план закачки проппанта и план закачки волокон различных типов; построение матрицы деградации для волокон различных типов; построение возможных вариантов операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна и планом закачки. Предложен также способ гидроразрыва пласта, который содержит построение плана гидроразрыва пласта в скважине, а также приготовление жидкости ГРП, содержащей несущую жидкость, проппант, добавки и волокна и закачивание жидкости ГРП в пласт через скважину по выбранному (оптимальному) варианту операции ГРП.

Description

СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ ПЛАНА ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее техническое решение относится к области стимулирования производительного пласта с помощью технологии гидроразрыва пласта ГРП, в частности, к проведению ГРП, начиная с построения графика ГРП.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Гидроразрыв пласта (ГРП) представляет собой широко применяемый способ интенсификации добычи нефти и газа. Он основан на формировании длинных проницаемых трещин в нефтегазовом пласте, в результате чего увеличивается площадь и скорость добычи. Чтобы трещина оставалась открытой и проницаемой, используют проппант. За формирование длинных трещин и равномерное размещение в них проппанта отвечает закачиваемая смесь жидкости, волокон и других функциональных добавок. Моделирование правильного распространения трещины и транспортировки проппанта в пределах трещины ГРП является принципиальным моментом, поскольку равномерное размещение проппанта в трещине определяет эффективную проводимость трещины, что обеспечивает повышенную скорость добычи жидких углеводородов из пласта.
Существует ряд технологий выполнения ГРП, где в суспензию проппанта добавляют волокна для повышения эффективной вязкости суспензии. Часто в суспензию проппанта добавляют деградирующие волокна, что позволяет добиться нужной проводимости трещины без повреждения пласта. Вклад волоконной добавки в жидкость ГРП (суспензия проппанта, загущенная водорастворимым полимером) заключается в увеличении эффективной вязкости жидкости ГРП и уменьшении скорости осаждения проппанта. Диспергированные в жидкости волокна (при обоснованной концентрации) механически взаимодействуют с частицами проппанта, что уменьшает стоксовую скорость осаждения твердых частиц в вязкой жидкости. При построении графика ГРП эффект от добавки волокон обычно учитывают в виде добавочной вязкости жидкости ГРП. Этот вклад также называют транспортной способностью волокон, поскольку жидкость с волоконными добавками обеспечивает улучшенный перенос проппанта на большие расстояния вглубь трещины ГРП.
Преимущества применения деградирующих волокон в операциях ГРП заключается в том, что при закачивании жидкости ГРП волокна не успевают деградировать, но повьппают эффективную вязкость среды, полимерные волокна после формирования проппантной упаковки в трещине постепенно деградируют (скорость деградации зависит, например, от температуры, рН среды, материала волокон), что повышает проводимость проппантной упаковки.
При закачивании жидкости ГРП в пласт с повышенной температурой пласта деградация механических свойств волокон (потеря жесткости волокон) будет происходить уже во время операции ГРП, а не после формирования проппантной упаковки. На текущий момент все подходы, используемые в моделировании ГРП (в симуляторах ГРП), не принимают во внимание такие параметры как снижение вязкости несущей жидкости или деградацию волокон (деградация зависит от параметров среды - температуры и рН водной жидкости). Вместе с тем, лабораторные испытания по определению скорости осаждения частиц проппанта в жидкости при заданной температуре позволяют определить особое «критическое время» функциональности деградирующих волокон (время существования волокон).
Температура жидкости ГРП постепенно растет от температуры на поверхности до температуры пласта. Процесс закачки жидкости ГРП также сопровождается изменениями реологических свойств жидкости. Вязкость жидкости, загущенной полимером, меняется в зависимости от температуры и сдвиговой нагрузки; добавки меняют химический состав и физические свойства жидкости ГРП; разжижитель, активаторы и замедлители выполняют свои функции.
Многопараметрическое поведение жидкости ГРП решают при помощи подходящих химико-физических моделей, заложенных в симуляторы ГРП.
Использование химико-математической модели и корректировка модели для оптимального переноса проппанта описана в патенте US9,085,975 «Method of threating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo- mathematical model and process control » (от 5 марта 2010 г., Schlumberger Technology Corporation). Способ обработки (ГРП) включает отслеживание свойств жидкости, которую выбирают из группы, содержащей рН, температуру, сдвиговую вязкость, модуль потерь, комплексный модуль, плотность жидкости, химический состав, концентрацию добавок, степень сшивания, молекулярную массу добавок, температуру начала сшивания, термическое разжижение жидкости, скорость осаждения проппанта, давление, спектроскопические данные и т. п. Модель переноса обновляют непрерывно (или в автономном режиме), и один из потоков (поток несущей жидкости, поток проппанта или поток жидких добавок) корректируют для достижения нужных характеристик ГРП. Иными словами, в модели переноса проппанта учитывают эволюцию свойств несущей жидкости, которую закачивают в породу. Однако в такой модели отсутствует возможность учета эффекта присутствия волокон (особенно деградирующих волокон) на план проведения ГРП.
Изучение осаждения проппанта и транспортных свойств несущей вязкой жидкости описано в SPE180243 (Han, J., Yuan, P., Huang, X., Zhang, H., Sookprasong, A., Li, C, & Dai, Y. (2016, May 5). Numerical Study of Proppant Transport in Complex Fracture Geometry. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/180243-MS), SPE174973 (Karantinos, E., Sharma, M. M., Ayoub, J. A., Parlar, M., & Chanpura, R. A. (2016, February 24). Choke Management Strategies for Hydraulically Fractured Wells and Frac-Pack Completions in Vertical Wells. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/178973-MS). Описанные модели описывают распределение проппанта в плоских разветвленных трещинах, но не учитывают увеличение транспортных параметров несущей жидкости за счет добавки волокон.
Ранее было обнаружено, что волокна, добавляемые в жидкость ГРП можно использовать для улучшения переноса проппанта при низких вязкостях и/или меньших расходах суспензии ((см. работы SPE 68854 (Vasudevan, S., Willberg, D. М., Wise, J. A., Gorham, T. L., Dacar, R. C, Sullivan, P. F., ... Mueller, F. (2001, January 1). Field Test of a Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills Field, California. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/68854-MS) и SPE 91434 (Engels, J. N., Martinez, E., Fredd, C. N., Boney, C. L., & Holms, B. A. (2004, January 1). A Mechanical Methodology of Improved Proppant Transport in Low- Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/91434-MS)) при условии, что параметры волоконной добавки выбраны правильно (концентрация волокон, длина и диаметр волокон, жесткость волокна). Волокна в суспензии улучшают проводимость упаковки проппанта и препятствуют выносу проппанта на стадии добычи.
При существующем уровне техники проведение операций ГРП с помощью жидкости ГРП, содержащей проппант (расклинивающий агент) и волокна основьшается на методе проб и ошибок. Переоценка транспортных способностей деградирующего волокна приводит к неравномерному распределению проппанта по объему трещины ГРП и снижает эффективность стимуляции с помощью ГРП. Желательно иметь способ, в котором оценивают эффективность различных графиков закачки ГРП, и по одному-двум критериям оптимизации выбирают оптимальный вариант плана ГРП. Это снижает затраты на проведение неоптимальных вариантов ГРП на реальной скважине.
При существующем уровне техники остаются риски в проведении операции ГРП, связанные с переоценкой или недооценкой транспортных свойств волокон. При заниженной концентрации добавленных волокон возникает риск преждевременного осаждения проппанта в трещине (неполное расклинивание трещины). Если концентрация волоконной добавки в суспензию проппанта завьппена по сравнению с оптимальной концентрацией, то высокая концентрация волокна создает риски волоконного закупоривания трещины (fiber bridging) и повышенную нагрузку на насосное оборудование. Точное прогнозирование транспортной способности волокон в проппантной суспензии понижает указанные риски.
Существует потребность в способе моделирования деградации волокон в жидкости ГРП при операции гидроразрыва пласта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
Настоящее раскрытие предлагает оптимизировать план (график) гидроразрыва пласта с учетом двумерного моделирования процессов переноса в трещине ГРП.
Построение плана гидроразрыва пласта в скважине содержит следующие этапы: получение данных об операциях по гидравлическому разрыву пласта, содержащих план закачки проппанта и план закачки волокон различных типов; построение матрицы деградации для волокон различных типов; построение возможных вариантов операции гидроразрьта в соответствии с типом волокна и планом закачки.
На основе вводных данных в виде параметров пласта, жидкости, проппанта, волокон и плана закачки проводят построение двумерной модели гидроразрьта пласта для временных интервалов плана закачки на основе уравнений переноса. Далее для выбранных временных шагов проводят итерацию двумерной модели по времени до окончания плана закачки; после чего осуществляют вывод данных двумерной модели гидроразрьта пласта. По выходным данным модели ГРП проводят выбор варианта операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна для оптимизации гидроразрьта, причем выбор варианта ГРП проводят по заданному параметру оптимизации.
Параметр оптимизации максимален для одного из вариантов типа волокна. Способ построения плана ГРП основан на оценке одного из параметров оптимизации ГРП: площадь расклиненной (проппированной) области трещины ГРП, высота трещины ГРП, длина расклиненной области трещины ГРП, общее количество волоконной добавки в плане закачки.
Раскрытие также описывает способ гидроразрьта пласта. Способ гидроразрьта пласта содержит построение плана гидроразрьта пласта в скважине, а также приготовление жидкости ГРП, содержащей несущую жидкость, проппант, добавки и волокна и закачивание жидкости ГРП в пласт через скважину по выбранному (оптимальному) варианту операции ГРП. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 иллюстрирует схему построения плана гидроразрьта пласта с двумерным моделированием ГРП.
На Фиг.2 показан пример плана закачки в виде графика массовой концентрации проппанта (левая ось координат) и массовой концентрации волокон (правая ось координат) в жидкости ГРП по временным стадиям. На Фиг.З показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта (без волокон). Представлено распределение концентрации проппанта в объеме трещины ГРП.
На Фиг.4 показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта (без волокон). Представлено распределение температуры жидкости ГРП в объеме трещины ГРП.
На Фиг.5 показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта с волоконной добавкой типа 1. Представлено распределение концентрации проппанта в объеме трещины ГРП.
На Фиг.6 показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта с волоконной добавкой типа 1. Несущая жидкость - нефтяная эмульсия. Представлено распределение температуры эмульсии в объеме трещины ГРП.
На Фиг.7 показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта с волоконной добавкой типа 4. Представлено распределение концентрации проппанта в объеме трещины ГРП.
На Фиг.8 показан результат двумерного моделирования ГРП для плана закачки с постоянной массовой концентрацией проппанта с волоконной добавкой типа 4. Представлено распределение температуры жидкости ГРП в объеме трещины ГРП.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ВЫПОЛНЕНИЯ
В настоящем раскрытии указаны некоторые неограничивающие примеры возможных средств для реализации настоящего раскрытия. Для осуществления раскрытия могут быть использованы любые аппаратные средства, известные в уровне техники и пригодные для осуществления раскрытия. Все числовые значения и диапазоны, раскрытые в настоящем описании должны пониматься как модифицированные словом «примерно».
На Фиг.1 представлена диаграмма моделирования динамического процесса гидроразрыва пласта (симулятор ГРП) с описанием общих входных и выходных параметров, а также переменных, описываемых для каждой ячейки расчетной области (для конкретного шага по времени в моделировании ГРП). В данном случае двумерная модель гвдроразрьша представляет собой набор математических решений и способов, способных обеспечивать результаты гидроразрыва (выходные данные) на основе входных параметров. Входные параметры на текущем временном шаге [tk, tk + i], состоят из плана закачки, геометрии трещины при t = tk, распределения массовой концентрации проппанта и волокна при t = tk, свойств жидкостей и проппантов, описание интервалов перфорационных отверстий, свойств породы по эластичности и утечкам в пласт, распределения скоростей утечек (диффузия в породу) по моментам времени ti, t2, tk, tk + 1
Выходные параметры после выполнения текущего временного шага представляют: геометрию трещины при t = tk + /, распределение проппанта и волокон по ячейкам области расчета (в трещине) при t = tk + 1, распределение скоростей утечек для временного шага [tk + i, tk + 2]. После выполнения текущего временного шага, моделирование продолжается до окончательного завершения по всем временным шагам.
Учет концентрации волокон осуществляют с учетом матрицы деградации волокон. Текущая концентрация волокон (которая зависит от температурной истории для волокон в ячейке) учитывается в дополнительном блоке «Коррекция скорости осаждения проппанта». Скорректированная скорость осаждения проппанта (то есть стоксовская скорость осаждения округлых частиц в вязкой жидкости) учитывается для каждой ячейки моделирования на следующем временном шаге t+1. Моделирование процесса ГРП продолжают до того времени, пока не закончен намеченный план закачки (например, выполнена закачка заданной массы проппанта). Далее осуществляют вывод расчетных данных двумерной модели ГРП для основных переменных моделирования: концентрация проппанта, концентрация волокон, распределение температуры жидкости.
Лабораторные испытания по определению скорости осаждения частиц проппанта в жидкости ГРП при заданной температуре позволяют определить критическое время функциональности деградирующих волокон. При упрощенном подходе к задаче деградации волоконной добавки, после «критического времени деградации» деградирующие волокна перестают работать (не воздействуют на скорость осаждения проппанта), то есть эффективная концентрация волокон в ячейке моделирования превращается в ноль. Под термином «деградируемые волокна» здесь подразумевается выбор типа волокна, который за время операции ГРП (менее часа) теряет прочность и жесткость, что снижает «транспортные» возможности жидкости ГРП с волоконной добавкой. В отличие от выше приведенного термина в нефтегазовой индустрии обычно под деградацией полимера понимают гидролиз (полное или частичное растворение) полимерного волокна, что требует значительно большего времени экспозиции (несколько суток).
Деградация волокон и моделирование гидроразрыва пласта
Различные типы волокон для проппант-волоконной суспензии в водной несущей жидкости представлен в таблице 1. Представленные в таблице 1 деградирующие волокна обладают стабильными механическими свойствами до достижения критического времени деградации tcr. Полученное критическое время представлено в таблице 2, таблице 3, таблице 4 для набора температур и различных рН. Транспортная эффективность волокон характеризуется как отношение скорости осаждения проппанта в жидкости ГРП без волокон к скорости осаждения проппанта в среде с волокнами. Например, если эти скорости равны, то волокна не оказывают влияния на транспорт проппанта (волокна уже деградировали). Чем больше отношение двух стоксовских скоростей осаждения, тем выше транспортные свойства волокон.
Критическим временем деградации tcr волокна называется то время ожидания, пока деградирующее волокно перестает влиять на скорость осаждения твердых частиц (проппанта). Это определение деградации отличается от параметра «полной деградации» полимерного материала в скважинных условиях. Время полной деградации или «время био деградации» для полимера означает время полного гидролиза (растворения) полимера при скважинных условиях.
В способе построения графика ГРП (frac design) используется новый признак - матрица (таблица) деградации для волокон конкретного типа. Построение матрицы деградации волокон основано на экспериментальных лабораторных результатах по определению критического времени деградации (времени жизни) для выбранного типа волокна (дисперсии волокна в жидкости ГРП). Предварительно волоконные добавки оценивают на способность деградации в жидкости ГРП в скважинных условиях (температура и кислотность). Если время деградации полимерных волокон оценивается как сопоставимое со временем проведения операции ГРП, то составляют матрицу деградации для волокон различных типов.
Вводится понятие «моделирование ГРП пласта» - это вычисление распределения жидкости ГРП, концентрации проппанта и концентрации волокна, удельной скорости утечки жидкости в породу, а также других параметров ГРП. Моделирование означает компьютерный расчет этих параметров для каждой ячейки расчетной области. Расчетная область - это пространство плоской трещины ГРП. Отметим, что для моделирования процесса ГРП используют только одну половину пространства моделирования, поскольку вторая половина имеет симметричную плоскую трещину (при ГРП трещины вырастают в обе стороны от интервала перфорации в скважине).
Расчет выполняется с помощью известных в индустрии симуляторов ГРП, которые вычисляют указанные параметры путем численного решения уравнений сохранения массы, импульса и энергии во всех соседних ячейках моделирования. Предложенный способ моделирования и проведения ГРП пласта предусматривает учет свойств волокон (в частности, деградирующих полимерных волокон). Предложенный способ, учитывающий деградацию волокон в потоке, дает более корректную картину распределения проппанта и волокон в подземном пласте.
Следует отметить, что при построении графика ГРП для обработки нефтеносного пласта с переменной температурой требуется знание «температурной истории волокна», то есть следует учесть общее тепловое воздействие температуры в неравномерно прогретой жидкости на свойства волокна. Это достигается с помощью метода частиц в ячейках (Particle-In-Cell), описано в [Tskhakaya, D.; Matyash, К.; Schneider, R.; Taccogna, F. (2007). "The Particle-In-Cell Method", Contributions to Plasma Physics, Vol. 47(8-9), P. 563-594]. Специфика метода Particle-In-Cell позволяет отслеживать различные свойства, связанные с каждой конкретной «частицей», такие как направление потока, время воздействия, температурную историю. На Фиг.2 изображен типичный план ГРП. Для плана ГРП по временным интервалам задают входную массовую концентрацию проппанта (левая ось) и входную массовую концентрацию волокна (правая ось). На приведённом примере (Фиг.2) задают план закачки (pumping schedule) твердых частиц (проппанта и волокон) с нарастанием по массовой концентрации до конца операции ГРП. Также, в зависимости от цели гидроразрыва, применяют иные планы ГРП. Например, интервалы с высокой массовой концентрацией проппанта и волокна чередуют с интервалами закачки «чистых пульсов» - без проппанта. Такая методика известна как техника «канального ГРП» или ГРП с неравномерным распределением проппанта.
В различных вариантах осуществления способа, волокна выбирают из деградируемых волокон, недеградируемых волокон или их смеси. Степень деградации волокна зависит от времени пребывания в трещине ГРП, температурного распределения в трещине ГРП, физических свойств деградирующего полимера.
В частности, способ построения плана (графика) ГРП применяют для ситуации, когда температура плавления волокна ниже температуры пласта.
При этом матрицу деградации волокон получают для температуры и рН жидкости гидроразрыва в условиях пласта. В частности, матрицу деградации волокон получают в виде таблицы по критическому времени жизни деградируемых волокон в зависимости от свойств жидкости гидроразрьша.
В других вариантах осуществления способа построения графика гидроразрьша пласта при моделировании ГРП учитывают добавки в жидкость ГРП. Эти добавки известны среднему специалисту в нефтегазовой области знаний: загущающие полимеры, агенты сшивания загущающего полимера, агенты задержки сшивания загущающего полимера, стабилизаторы эмульсии, агенты для снижения трения, регуляторы рН, стабилизаторы пены, биоциды, регуляторы набухания глины, хелатные агенты. Такие добавки влияют на реологию жидкости ГРП. Агенты сшивания добавляют к водорастворимому полимеру для повышения вязкости жидкости ГРП, что снижает скорость осаждения проппанта. Агенты для снижения трения добавляют в обрабатывающую жидкость для снижения нагрузки на насосное оборудования. Способ построения графика ГРП с учетом вклада волокна в распределения проппанта применяют для жидкости ГРП, в которой массовая концентрация волокон различных типов находится в интервале от 0,05 до 20 кг/м3.
Способ построения графика ГРП применяют для массовой концентраций проппанта, которые находятся в интервале от 0,1 до 400 кг/м3.
Предложен способ проведения гидроразрыва пласт по оптимальном плану ГРП, при котором несущую жидкость выбирают из группы: водная жидкость, водная жидкость с полимером для уменьшения трения, пенная жидкость, несущая жидкость, загущенная водорастворимым полимером, водно-масляная эмульсия, масляно-водная эмульсия. Эти жидкости имеют различную реологию, которую учитывают в качестве вводных данных по свойствам жидкости. При этом несущая жидкость с водорастворимым полимером загущена при помощи ионных агентов сшивания полимера. Примером ионного агента для сшивания полимера является соль борной кислоты (боратный ион) для водного раствора гуара. Другие ионные агенты для сшивания (гелирования) водорастворимого полимера - соли трехвалентных металлов (например, А1, Сг, Sr).
ПРИМЕРЫ
Описанные ниже примеры приводят данные по моделированию процесса ГПР при выборе волокон различного типа, а также при выборе различных видов несущей жидкости (сшитый гель, эмульсия). По результатам моделирования для различных планов закачки сравнивают параметр оптимизации ГРП и по нему составляют оптимизированный план гидроразрыва пласта в скважине. Примеры моделирования ГРП осуществляют для одного варианта организации интервала перфорации. Интервал перфорации - это интервал обсадной колонны, через перфорационные отверстия которой осуществляют закачивание жидкости ГРП при давлении выше давления гидроразрыва пласта. Условия на интервале перфорации используют в качестве входных данных для двумерного моделирования процесса ГРП.
Пример 1.
Пример 1 показывает варианты построения матрицы деградации для волокон различных типов (5 типов волокна при различных рН несущей жидкости). Различные типы полимерных волокон описьюают по параметрам, характерным для транспорта проплата: длина, диаметр и форма волокон, кристалличность полимера, температура плавления материала волокна, материал волокна (деградирующий/неградирующий).
Подбор типов волокна и построение матрицы деградации волокон (данные о критическом времени существования волокон) проводится в зависимости от температуры и рН жидкости, времени экспозиции волокна в водной жидкости. Известно, что для полимерных деградирующих волокон скорость деградации (размягчение полимера) зависит от степени кристалличности полимера, температуры плавления, температуры среды и других внешних параметров.
Полимерные волокна (1-5), тестированные в качестве волоконной добавки в жидкости ГРП, представлены в таблице 1.
Таблица 1
Волокно 1 Промышленный L-полилактид (с содержанием D- изомера менее 3%), степень кристалличности 30%. Волокна длиной 6 мм, диаметром 12 микрон, прямые (негофрированные). Температура плавления полимера 160°С.
Волокно 2 Промышленный L-полилактид (с содержанием D- изомера менее 3%), степень кристалличности 30%. Волокна длиной 3 мм, диаметром 8 микрон, гофрированные. Температура плавления полимера 160°С.
Волокно 3 Промьппленный L-полилактид (с содержанием D- изомера менее 10%), степень кристалличности 10%. Волокна длиной 6 мм, диаметром 12 микрон, прямые. Температура плавления полимера <140°С.
Волокно 4 Стереокомплекс L-полилактида и D-полилактида (высокотемпературное) с равным содержанием каждого компонента,
степень кристалличности 40%. Волокна длиной 6 мм, диаметром 12 микрон, гофрированные.
Температура плавления полимера 220°С.
Волокно 5 Полиэтилентерефталат, содержание примесей (недеградируемое менее 0,5%, степень кристалличности 30%.
волокно) Волокна длиной 6 мм, диаметром 12 микрон,
прямые. Температура плавления полимера 260°С.
(Не деградирует при температурах жидкости в пределах до приблизительно 220°С). Матрицы деградации волокон определены (лабораторно измерены) для жидкости ГРП с различными уровнями кислотности (в щелочном диапазоне): рН=12.3; рН=11.5; рН=13. Эти экспериментальные данные описывают способность суспензии волокон удерживать в суспензии проппант (то есть замедлять скорость осаждения проппанта в вязкой жидкости). Характеристики деградации волокон в виде критического времени жизни (t^.) для суспензии волокна-проппанта в вязкой жидкости (гуаровый гель, сшитый боратными солями при щелочном рН) представлены в таблице 2, таблице 3, таблице 4.
Таблица 2. (гель при рН=11.5) tcr, МИН
Температура Волокно 4 Волокна 1 и 2 Волокно 3 Волокно 5 жидкости ГРП, °С
176 0.3 0 0 >24 ч
160 10 0 0 >24 ч
149 20 0 0 >24 ч
135 35 1.5 0 >24 ч
121 55 9 0 >24 ч
104 130 30 6 >24 ч
93 > 200 150 20 >24
82 > 400 20 ч 40 >24 ч
Таблица 3. (гель при рН-12.3)
tcr, мин
Температура Волокно 4 Волокна 1 и 2 Волокно 3 Волокно 5 жидкости ГРП, °С
176 1 0 0 >24 ч
160 10 0 0 >24 ч
149 20 0 0 >24 ч
135 35 5 0 >24 ч
121 55 25 0 >24 ч
104 130 100 20 >24 ч
93 > 200 450 60 >24 ч
82 > 400 72 ч 120 >24 ч
Таблица 4 (гель при рН=13.0)
tcr, мин
Температура Волокно 4 Волокна 1 и 2 Волокно 3 Волокно 5 жидкости ГРП, °С
176 2 0 0 >24 ч
160 25 0 0 >24 ч 149 60 1 0 >24 ч
135 10 13 0 >24 ч
121 150 75 5 >24 ч
104 390 300 60 >24 ч
93 > 500 1200 180 >24 ч
82 > 1 сутки >1 сутки 360 >24 ч
В колонке (5) таблиц 2-4 приведены данные для практически недеградируемого полимерного волокна из ПЭТФ. Для ПЭТФ-волокна критическое время жизни при заданных условиях составляет более двух суток, тогда как продолжительность плана ГРП измеряется в минутах. Это волокно использовали для сравнения транспортных способностей волокон из деградирующего полимера (волокна 1, 2, 3, 4).
Из примера 1 видно, что для выбранных полимерных волокон при температуре жидкости выше 121°С критическое время для волокон (tcr, мин) изменяется в пределах от нескольких минут до десятков минут. Это индикатор того, что за время выполнения ГРП эффективная концентрация волокон будет уменьшаться за счет деградации. Вместе с уменьшением концентрации волокон Cf увеличивается скорость осаждения проппанта v и конечная картина распределения проппанта в трещине ГРП после окончания операции ГРП. Быстро деградирующие волокна при добавке в жидкость ГРП создают распределение концентрации проппанта (вычисляется как масса (кг) проппанта на 1 м2 площади трещины и легко пересчитывается в массовую концентрацию кг/м3).
Для термостабильных волокон в скважине с низкой температурой пласта (82-120°С) эффект деградации волокон будет низким, и этот эффект не учитывают при моделировании ГРП.
Пример 2.
Пример 2 описывает как в двумерной модели гидроразрыва пласта на основе уравнений переноса учитывают изменение скорости осаждения проппанта из-за присутствия волокон. Для каждой ячейки расчетной области в результате решения уравнений переноса (уравнения баланса массы, импульса и энергии) известна массовая концентрация проппанта Ср в ячейке и массовая концентрация волокон Cf в ячейке. Скорость осаждения проппанта при отсутствии волокон рассчитывается с использованием алгоритма из публикации [Schiller L., Naumann A., Uber die grundlegende Berechnung bei der Schwekrafttaufbereitung, Ver.Deutch. Ing., N44. P.318-320].
Обозначим скорость осаждения проппанта как v. В присутствии волокон с заданной начальной массовой концентрацией Cf при t > tcr, (после полной деградации) скорость осаждения проппанта не меняется: vl=v.
При ненулевой концентрации волокна в ячейке (для t < t^.) скорость осаждения проппанта в проппантно-волоконной суспензии (при концентрации ВОЛОКОН C ) ВЫЧИСЛЯЮТ С ПОМОЩЬЮ ПОПраВОЧНОГО Коэффициента Hsbase'. vl=v/Hsbase,
где коэффициент зависит от геометрических параметров волокна и связан с концентрацией проппанта и волокна в ячейке:
Hstase = aie-ta*b+"*tyt (если Hsbase < li H$base = 1)?
где Ср - концентрация проппанта в рра (фунт на галлон или 119 кг/м3),
С; = Cp in ppa)120 g) /(Cp(m ppa)120 g) - p g)) - объемная концентрация проппанта, p - удельная концентрация проппанта ,
Figure imgf000017_0001
Cf - концентрация волокон в ppt (фунт/1000*галлон), Cf = Cf{in ppa)0.12 /pf {^^j - массовая концентрация волокон,
Pf - удельная плотность волокон ,
При этом коэффициенты а1, а2, аЗ для функции Hsbase получены экспериментально для нескольких типов волокон (смотри выбор волокна 1-5 из таблицы 1):
Волокно 1 : а1=7; а2=0.3; аЗ=0.07;
Волокно 2: а1=6.3; а2=0.3; аЗ=0.07;
Волокно 3: а1=8.75; а2=0.3; аЗ=0.07;
Волокно 4: а1=1.9612; а2=0.523; аЗ=0.1697;
Волокно 5: а1=0.7; а2=0.3; аЗ=0.07; Таким образом, для каждой ячейки в расчетной области (пространство трещины ГРП) известна скорость осаждения проппанта с поправкой на массовую концентрацию волокон выбранного типа. Пример 3.
Построение графика ГПР (распределение концентрации проппанта) проводилось с помощью симулятора ГРП. В качестве несущей жидкости использовали высоковязкую жидкость (гуаровый раствор, сшитый солями борной кислоты). Моделируем трещину ГРП для следующего плана закачки: проппант марки 20/40 BORPROP™ (постоянная входная массовая концентрация 360 кг/м3, при этом волокна не добавлялись (Cf=0). На Фиг.З представлены результаты моделирования для распределения концентрации проппанта в трещине ГРП (по окончании плана закачки - конечный результат моделирования ГРП). Конечное распределение концентрации проппанта (кг/м2) по пространству трещины является индикатором расклинивания области трещины. В данном примере нижним пределом для расклинивания трещины является локальная концентрация проппанта равной или выше 0,14 кг/м2. Области с низкой плотностью проппанта (<0,14 кг/м2) не способны противостоять напряжения смыкания трещины после окончания ГРП: такие не расклиненные области (светлый тон на графике) не способны обеспечить высокую проводимость трещины ГРП.
Из Фиг.З видно, что общая площадь расклинивания для проппанта без волокна не превышает 25% от площади трещины (низкая проппированность). Результатом отсутствия волокна в жидкости ГРП стало неэффективное распределение концентрации проппанта - проппант успел осесть в нижней части трещины ГРП. Длина трещины ГРП (крайне правая координата расклиненной области) составила по результатам моделирования 150 м.
На Фиг.4 представлены результаты моделирования для распределения температуры в трещине ГРП для закачивания проппантной суспензии (жидкость ГРП). Моделирование температуры в трещине ГРП показывает, что при начальной температуре жидкости ГРП на поверхности 30-40°С, ее прокачивание на глубину 4 км вызывает постепенное прогревание жидкости до температуры 120-140°С (вблизи интервала перфорации). Далее попавшая в трещину жидкость ГРП продолжает прогреваться за счет теплового контакта с породой. Для трещины характерны области с различной температурой - от 150°С до 180°С. На Фиг.4 показано конечное распределение температуры для жидкости ГРП.
Моделирование в примере 3 является исходным эталоном для сравнения других планов закачки проппанта и волокон.
Планы закачки (примеры 4-5) обеспечивают более высокий параметр оптимизации ГРП за счет добавки полимерных волокон (параметр - общая площадь расклинивания в данном примере). Пример 4.
Построение графика ГРП (моделировалось распределение температуры жидкости в трещине ГРП) проводилось с помощью симулятора ГРП. В качестве несущей жидкости использовали эмульсию нефть в воде. Для этого 30% нефтепродукта (дизельное топливо) смешивали при активном перемешивании с 2% КС1 водным раствором. Водно-нефтяную эмульсию стабилизировали с помощью 0.5% добавки амфифильного сурфактанта. Далее для волоконно-проппантной суспензии в эмульсии составляем план ГРП: проппант марки 20/40 BORPROP™ (постоянная входная массовая концентрация 360 кг/м3), в качестве волоконной добавки использовали волокно типа 1 (полимер L-лактид из таблицы 1) с концентрацией Cf = 4.8 кг/м3. Согласно плану ГРП, было доставлено в трещину ГРП: общее количество волокон типа 1 - 180 кг, общая масса проппанта - 14000 кг.
На Фиг.5 представлены результаты моделирования для распределения концентрации проппанта в трещине ГРП (по окончании плана закачки - это конечный результат моделирования для потока проппанта в трещине). Распределение концентрации проппанта (кг/м2) по пространству трещины является индикатором расклинивания области трещины. В данном примере нижним пределом для расклинивания трещины является локальная концентрация проппанта выше 0,14 кг/м2.
Из распределения на Фиг.5 видно, что общая площадь расклинивания для проппанта в смеси с волокном составляет приблизительно 40% от площади трещины (умеренная проппированность трещины). Это больше чем для ситуации подачи жидкости ГРП без волокна (Фиг.З и Фиг.4). Длина трещины ГРП (крайне правая координата расклиненной области) составила по результатам моделирования 140 м. Высота трещины ГРП с расклинивающим агентом составила 19 м.
На Фиг.6 представлено данные моделирования для локальной температуры внутри расчетной области (пространство трещины ГРП) в конце закачивания проппантно-волоконной суспензии (с постоянной входной массовой концентрацией Cf = 4.8 кг/м3) в вязкой эмульсии нефть-в-воде. Из-за особенностей вывода данных по температуре, температуры 180°С и выше отображены различным тоном (см. легенду в правой части Фиг.6). По результатам моделирования температуры, осталось только три рабочих интервала температур для жидкости ГРП: <160°С, 160-170°С, 180°С и выше. Это связано с тем, что к концу операции ГРП большая часть жидкости успела прогреться до температуры окружающей породы (180°С).
Высокая разница в локальной температуре внутри расчетной области (от 150°С до 180°С) является индикатором того, что матрица деградации волокна (волокно типа - см Таблицы 2-4, колонка 3) должна учитываться при расчете эффективной концентрации проппанта. При этом, эффекты деградации волокна будет заметны в ячейках с температурой близкой или выше температуры плавления полимера 1 (в данном примере температура плавления полимера типа 1 - 160°С согласно таблице 1). Это превышение температуры над критической температурой деградации характерно для большей части области моделирования ГРП.
Пример 5.
Построение графика ГПР (распределение концентрации проппанта) проводилось с помощью симулятора ГРП. В качестве несущей жидкости использовали высоковязкую жидкость (гуаровый раствор, сшитый боратными солями). Моделируем трещину ГРП для следующего плана закачки: проппант марки 20/40 BORPROP™ (постоянная входная массовая концентрация 360 кг/м3), в качестве волоконной добавки использовали волокно типа 4 (высокотемпературное деградирующее волокно - см. таблицу 1, строка 4) с массовой концентрацией 4.8 кг/м3. Согласно плану ГРП, было доставлено в трещину ГРП: общее количество волокон типа 4 (высокотемпературный DL-полилактид) - 200 кг, общая масса проппанта - 14000 кг.
На Фиг.7 представлены результаты моделирования для распределения концентрации проппанта в трещине ГРП. Моделирование с помощью симулятора ГРП позволяет оценить промежуточные распределения параметров. На Фиг.7 показано конечное распределение концентрации проппанта после окончания плана ГРП.
При этом распределение концентрации проппанта (кг/м2) по пространству трещины является индикатором расклинивания трещины. В данном примере «нижним пределом» для расклинивания трещины является локальная концентрация проппанта выше 0,14 кг/м2. Области с более светлой градацией тона соответствуют не расклиненным областям в расчетной области (имеет место смыкание стенок трещины ГРП). Из Фиг.7 видно, что общая площадь расклинивания для проппанта в смеси с волокном типа 4 (добавка для усиления транспортных свойств жидкости) составляет приблизительно 65% от площади трещины (высокая проппированность трещины).
Длина трещины ГРП (крайняя координата расклиненной области) составила по результатам моделирования 117 м. Высота трещины ГРП с расклинивающим агентом составила 21 м.
На Фиг.8 представлены результаты моделирования для распределения температуры жидкости в трещине ГРП на конечной стадии процесса - перед закрытием трещины ГРП. Из распределения температуры видно, что в течении операции ГРП в трещине существуют градиенты температуры жидкости - от 150 до 180°С. Эти температурные эффекты учитывают, в частности, применяя матрицу деградации волокон (таблицы 2-4).
Сравнение расклиненных проппантом областей (заполненных проппантом с высокой концентрацией >0,14кг/м2) для приведенных примеров 3-5 показывает, что для оптимизации процесса ГРП по степени расклинивания следует выбирать план закачки, раскрытый в примере 5: этот план ГРП обеспечивает самый высокий параметр оптимизации ГРП (в данном примере - площадь расклинивания трещины). Для оптимизации процесса ГРП по длине трещины ГРП L&ac предлагается проводить ГРП по плану, изложенному в примере 4 (распределения плотности размещенного проппанта на Фиг.5): L&ac - 140 м.
Выбранный (оптимальный) план закачки после сравнения различных вариантов моделирования ГРП становится «планом ГРП», именно по этому плану осуществляют операцию ГРП с высокой эффективностью стимулирования пласта.
Раскрытый способ создания плана ГРП позволяет избежать ненужных потерь времени и материалов, типичным для способа «проб и ошибок». Неоптимальные варианты плана закачки оператор отсеивает на этапе компьютерного моделирования ГРП с помощью симулятора ГРП. Способ позволяет провести оптимизацию ГРП, по меньшей мере, по одному параметру оптимизации и оценить эффективность применения добавок деградирующих волокон различного типа.
В качестве параметра оптимизации ГРП для сравнения различных планов закачки выбирают один или несколько параметров из списка: площадь расклиненной области трещины ГРП, высота трещины, длина трещины, общее количество волокна в трещине.
В случае по примеру 5, добавки волокна типа 4 (высокотемпературный полимер) в жидкость ГРП создают обширную расклиненную (проппированную) площадь трещины, которая приблизительно на 20-40% выше, чем для альтернативных примеров планов закачки. Эти примеры также демонстрируют, что походящий выбор типа волокна для высокотемпературного пласта обеспечивает равномерное размещение проппанта в трещине ГРП по высоте, то есть риски волоконного тампонирования в трещине и риски осаждения проппанта на дне трещины уменьшаются.
Несмотря на то, что выше были подробно описаны только несколько примеров осуществления настоящего раскрытия, специалисты в данной области легко поймут, что возможны многие модификации приведенных вариантов без существенного отклонения от настоящего раскрытия. Соответственно, все подобные модификации должны быть включены в объем настоящего раскрытия, как определено в нижеследующей формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ построения плана гидроразрьша пласта в скважине, содержащий: (а) получение данных об операциях по гидравлическому разрыву пласта, содержащих план закачки проппанта и план закачки волокон различных типов;
(Ь) построение матрицы деградации для волокон различных типов;
(c) построение возможных вариантов операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна и планом закачки;
(d) построение двумерной модели гидроразрьша пласта на основе уравнений переноса для временных интервалов плана закачки;
(е) итерацию двумерной модели по времени до окончания плана закачки;
(f) вывод данных двумерной модели гидроразрьша пласта;
(g) выбор варианта операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна для оптимизации гидроразрьша, по меньшей мере, по одному параметру.
2. Способ по п.1, в котором построение двумерной модели на этапе (d) содержит построение расчетной области для трещины гидроразрьша и последующий расчет данных операции гидроразрьша, содержащих геометрию трещины, скорость осаждения проппанта, распределение концентрации проппанта, температуру жидкости, концентрацию волокон различных типов.
3. Способ по п.1, в котором параметр оптимизации гидроразрьша представляет собой площадь расклиненной области трещины гидроразрьша, высоту трещины, длину расклиненной области трещины, или общее количество волокна различного типа.
4. Способ по п.1, в котором волокна различного типа выбирают из деградируемых волокон, недеградируемых волокон или их смеси.
5. Способ по п.4, в котором температура плавления волокна ниже температуры пласта.
6. Способ по п.1, в котором матрицу деградации волокон получают для температуры и рН жидкости гидроразрьша в условиях пласта.
7. Способ по п.1, в котором матрицу деградации волокон получают в виде таблицы по критическому времени жизни деградируемых волокон в зависимости от свойств жидкости гидроразрыва.
8. Способ по п.1, в котором добавки выбирают из группы: загущающие полимеры, агенты сшивания загущающего полимера, агенты задержки сшивания загущающего полимера, стабилизаторы эмульсии, агенты для снижения трения, регуляторы рН, стабилизаторы пены, биоциды, регуляторы набухания глины, хелатные агенты.
9. Способ по п.1, в котором массовая концентрация волокон различных типов находится в интервале от 0.05 до 20 кг/м3.
10. Способ по п.1, в котором массовая концентрация проппанта находится в интервале от 0.1 до 400 кг/м3.
11. Способ гидроразрыва пласта, содержащий:
(a) построение плана гидроразрыва пласта в скважине, содержащий:
(b) получение данных об операциях по гидравлическому разрыву пласта, содержащих план закачки проппанта и план закачки волокон различных типов;
(c) построение матрицы деградации для волокон различных типов;
(d) построение возможных вариантов операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна и планом закачки;
(e) построение двумерной модели гидроразрыва пласта для временных интервалов плана закачки на основе уравнений переноса;
(f) итерацию двумерной модели по времени до окончания плана закачки; (g) вывод данных двумерной модели гидроразрыва пласта;
(i) выбор варианта операции гидроразрыва в соответствии с типом волокна для оптимизации гидроразрыва, по меньшей мере, по одному параметру;
(j) приготовление жидкости ГРП, содержащей несущую жидкость, проппант, добавки и волокна; и
(к) закачивание жидкости ГРП в пласт через скважину по выбранному варианту операции ГРП.
12. Способ по п.П, в котором несущая жидкость для операции ГРП выбирают из группы: водная жидкость, водная жидкость с полимером для уменьшения трения, пенная жидкость, несущая жидкость, загущенная водорастворимым полимером, водно-масляная эмульсия, масляно-водная эмульсия.
13. Способ по п.12, в котором несущая жидкость, загущенная водорастворимым полимером, загущена при помощи ионных агентов сшивания полимера.
PCT/RU2017/000190 2017-03-31 2017-03-31 Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта WO2018182444A1 (ru)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/499,077 US11193356B2 (en) 2017-03-31 2017-03-31 Method of generating a fracturing design and method of hydraulic fracturing
CA3058597A CA3058597A1 (en) 2017-03-31 2017-03-31 Method of hydraulic fracturing with fibre-loaded hydraulic fluid
PCT/RU2017/000190 WO2018182444A1 (ru) 2017-03-31 2017-03-31 Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта
RU2019129038A RU2730575C1 (ru) 2017-03-31 2017-03-31 Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта
SA519410208A SA519410208B1 (ar) 2017-03-31 2019-09-29 طريقة لإنتاج تصميم تكسير وطريقة للتكسير الهيدروليكي

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000190 WO2018182444A1 (ru) 2017-03-31 2017-03-31 Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018182444A1 true WO2018182444A1 (ru) 2018-10-04

Family

ID=63678093

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000190 WO2018182444A1 (ru) 2017-03-31 2017-03-31 Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11193356B2 (ru)
CA (1) CA3058597A1 (ru)
RU (1) RU2730575C1 (ru)
SA (1) SA519410208B1 (ru)
WO (1) WO2018182444A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2020132445A1 (en) * 2018-12-21 2020-06-25 Bp Corporation North America Inc. Systems and methods for assessing suspended particle settling
US20220316307A1 (en) * 2019-05-17 2022-10-06 Fmc Technologies, Inc. System and method for an automated and intelligent frac pad
CN116906021A (zh) * 2023-09-08 2023-10-20 中国石油大学(华东) 基于体膨材料提高裂缝支撑长度的压裂施工方法
WO2023250406A1 (en) * 2022-06-22 2023-12-28 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing valve system

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11697760B2 (en) 2021-01-25 2023-07-11 Pisa Carolina, LLC System and method for utilizing oolitic aragonite as a proppant in hydraulic fracking
CN116066049B (zh) * 2021-11-26 2023-12-19 中国石油天然气集团有限公司 一种基于液相离子表征的页岩气井压裂裂缝面积的计算方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA200702563A1 (ru) * 2006-12-20 2008-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте
WO2012174065A1 (en) * 2011-06-15 2012-12-20 Schlumberger Canada Limited Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
WO2016079625A1 (en) * 2014-11-18 2016-05-26 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems and methods for optimizing formation fracturing operations

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030205376A1 (en) 2002-04-19 2003-11-06 Schlumberger Technology Corporation Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment
US7775278B2 (en) 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7784544B2 (en) 2006-01-24 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation using a rheology model for fluid optimization
WO2009079231A2 (en) * 2007-12-14 2009-06-25 Schlumberger Canada Limited Methods of contacting and/or treating a subterranean formation
US9085975B2 (en) 2009-03-06 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo-mathematical models and process control
BR112014016046A8 (pt) 2011-12-28 2017-07-04 Prad Res & Development Ltd fibra multicomponente degradável, fibra multicomponente, e método de produção de hidrocarbonetos de um reservatório subterrâneo
EP3006537B1 (en) * 2013-06-03 2019-08-14 Kureha Corporation Degradable fiber for use in wellbore treatment fluid, process for manufacturing same, and wellbore treatment method
US9523268B2 (en) 2013-08-23 2016-12-20 Schlumberger Technology Corporation In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity
US20160215203A1 (en) 2013-10-23 2016-07-28 Schlumberger Technology Corporation Development and characterization of degradable cross-linking in polyvinyl alcohol

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA200702563A1 (ru) * 2006-12-20 2008-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте
WO2012174065A1 (en) * 2011-06-15 2012-12-20 Schlumberger Canada Limited Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
WO2016079625A1 (en) * 2014-11-18 2016-05-26 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems and methods for optimizing formation fracturing operations

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2020132445A1 (en) * 2018-12-21 2020-06-25 Bp Corporation North America Inc. Systems and methods for assessing suspended particle settling
US20220316307A1 (en) * 2019-05-17 2022-10-06 Fmc Technologies, Inc. System and method for an automated and intelligent frac pad
US11976541B2 (en) * 2019-05-17 2024-05-07 Fmc Technologies, Inc. System and method for an automated and intelligent frac pad
WO2023250406A1 (en) * 2022-06-22 2023-12-28 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing valve system
CN116906021A (zh) * 2023-09-08 2023-10-20 中国石油大学(华东) 基于体膨材料提高裂缝支撑长度的压裂施工方法
CN116906021B (zh) * 2023-09-08 2023-11-14 中国石油大学(华东) 基于体膨材料提高裂缝支撑长度的压裂施工方法

Also Published As

Publication number Publication date
SA519410208B1 (ar) 2022-11-27
CA3058597A1 (en) 2018-10-04
US20200040708A1 (en) 2020-02-06
RU2730575C1 (ru) 2020-08-24
US11193356B2 (en) 2021-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2018182444A1 (ru) Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта
US10301918B2 (en) Methods of hydraulically fracturing a subterranean formation
US7798224B2 (en) Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing
US6776235B1 (en) Hydraulic fracturing method
Anderson et al. Dynamic etching tests aid fracture-acidizing treatment design
US11566504B2 (en) Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool
US11499406B2 (en) Method for predicting of hydraulic fracturing and associated risks
Weaver et al. Fracturing fluid conductivity damage and recovery efficiency
US11341298B2 (en) Method for reservoir stimulation analysis and design based on lagrangian approach
Brannon Superior transport capabilities of neutrally buoyant proppants in slickwater fluids deliver step-change increase in the conductive fracture area of unconventional wells
Van Domelen Optimizing Fracture Acidizing Treatment Design by Integrating Core Testing, Fieid Testing, and Computer Simulation
Sun et al. Case study of soft particle fluid to improve proppant transport and placement
Nguyen et al. Controlling Proppant Flowback in High-Temperature, High-Production Wells
CA3058597C (en) Method of hydraulic fracturing with fibre-loaded hydraulic fluid
CA3084433A1 (en) Method for generating conductive channels within fracture geometry
Mironenko et al. A Case Study of High-Rate Multistage Hydraulic Fracturing in Petrikov Horizon of the Pripyat Trough
Clemens et al. Bio Enhanced Energy Recovery Technology for Clean and Efficient Energy Production
WO2023106954A1 (en) Methods for hydraulic fracturing
Jennings Jr When fracturing doesn't work
Tsangueu et al. Successful Sand Control Campaign for the Development of a Highly Heterogeneous and Multilayered Sandstone Reservoir in Indonesia: A Case Story Offshore Natuna Sea
Arinto et al. Unique Application of Floating Proppant to Stimulate Sandstone Formations with High Contrast in Permeability
Mobaraki et al. CHARACTERIZATION OF FLUIDS USING OSCILLATORY MEASUREMENTS
Akonye et al. Modeling Gel Break-Time in Gravel Pack Fluids as a Function of Breaker and Activator Concentrations with Temperature
Kumar et al. Prospects of Foam Stimulation in Oil and Gas Wells of India
Ravikumar Physical Optimization of Acid Fracturing with Unified Fracture Design

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: 17902677

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3058597

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2019129038

Country of ref document: RU

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17902677

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1