Влияние термоупругого эффекта на развитие трещин автоГРП в нагнетательной скважине с трещиной ГРП Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276.432:622.276.66

Влияние термоупругого эффекта на развитие трещин автоГРП в нагнетательной скважине с трещиной ГРП

О.В. Салимое1, И.И. Гирфанов1, A.B. Кочетков1, Р.З. Зиятдинов1, П.Г. Морозов2

'Институт «ТатНИПИнефтъ» ПАО «Татнефть», Бугулъма, Россия 2НГДУ «Бавлынефтъ» ПАО «Татнефть», Бавлы, Россия Поступила в редакцию 14.12.2015

Закачка воды системой поддержания пластового давления изменяет состояние пластовой системы и требует особого внимания. Одним из факторов риска быстрого обводнения продукции добывающих скважин является образование техногенных трещин или трещин автоГРП. Изменение температурного фона в районе нагнетательной скважины влияет на картину местных напряжений в пласте и проявляется, как возникновение термоупругого эффекта. Данный эффект снижает давление распространения уже имеющихся трещин гидравлического разрыва пласта. В статье рассмотрена вероятность проявления термоупругого эффекта в нагнетательных скважинах, в которых были проведены процессы ГРП. Приведены пример и результаты расчетов для определения вероятности появления трещин автоГРП. Установлено, что более чем в половине случаев присутствует вероятность образования трещин автоГРП вследствие влияния термоупругого эффекта.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, термоупругий эффект, автоГРП, техногенная трещина, нагнетательная скважина DOI: 10.18599/grs.18.1.8

>

Как известно, закачка воды системой поддержания пластового давления (ППД) является основным инструментом для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи на месторождениях ПАО «Татнефть». Однако в процессе нагнетания воды в пласт необходим строгий контроль устьевого и забойного давлений, так как высокие давления закачки могут превысить прочность пород и инициировать развитие трещин в призабойной зоне скважины или привести к росту уже имеющихся естественных трещин в пласте. Подобное явление образования техногенных трещин или раскрытия естественных трещин называется процессом автоГРП и сопровождается увеличением охвата пласта по высоте и по площади. Прирост приемистости скважин существенно выше темпа прироста давления является характерным признаком автоГРП.

Неконтролируемый рост трещин может негативно влиять на систему разработки вследствие раннего подхода воды к добывающим скважинам с их обводнением, нежелательных прорывов воды в верхние или нижние горизонты и т.д. Поэтому очень важным является контроль над этими процессами, влияющими на эффективность системы ППД и выработку месторождений в целом. Все эти аспекты предъявляют строгие требования к качеству используемой в ППД воды как по содержанию механических примесей, так и по биологическому загрязнению. Однако помимо опасности загрязнения пласта есть еще один критерий, влияющий на пластовые системы, - это температура закачиваемой воды. Для месторождений Татарстана в зависимости от сезона в течение года температура нагнетаемой в пласты воды может колебаться от 18 до 10 0С.

Закачка воды, которая имеет температуру ниже пластовой, создает две зоны - заводненную, представляющую объем породы, занятой закачиваемой водой, и охлажденную зону с пониженной температурой.

Особенностью механизма теплообмена в нефтяном пласте является то, что зоны с температурой, отличной от пластовой, перемещаются в пласте медленнее, чем вода продвигается в породе. В связи с этим продвижение

образующейся охлажденной зоны отстает от фронта вытеснения нефти водой (Желтов, 1986).

Объем заводненной зоны с учетом пористости, остаточной нефтенасыщенности и связанной воды, т.е. объем пласта, занимаемый закачиваемой водой (Perkins, Gonzales, 1985):

V =

Q.,

(1)

где Qk - накопленная закачка воды, м3, - остаточная неф-тенасыщенность, д. ед., - насыщенность связанной водой, д. ед., m - пористость, д. ед.

Объем охлажденной зоны с учетом пористости и остаточной нефтенасыщенности (Perkins, Gonzales, 1985):

р СО

г в в ж

К =

Р Я • СП ■ (! - т) + Р в • т • Се ■ С1- SOH ) + Р Н ■ т • СН • Sa

(2)

где рв - плотность воды, кг/м3, рн - плотность нефти, кг/м3 , рп - плотность горной породы, кг/м3, Св - теплоемкость воды, Дж/кг-К, Qk - накопленная закачка воды, м3, Soh - остаточная нефтенасыщенность, д. ед., Sce - насыщенность связанной водой, m - пористость, д. ед.

Если рассматривать вертикальную нагнетательную скважину с уже созданной трещиной гидравлического разрыва пласта (ГРП), то фронт продвижения воды от трещины гидроразрыва можно принять в форме эллипса. В работе (Perkins, Gonzales, 1985) объем закачиваемой воды устанавливается, как объем эллипса конфокального главной оси трещины ГРП. Большая ось эллипса (а) расположена вдоль трещины, а малая ось (b) располагается вдоль линии ширины трещины и перпендикулярна большой оси, а полудлина трещины (Ьтр) будет являться фокусным расстоянием.

Для нахождения большой (по оси X) и малой (по оси Y) полуосей эллипса используются эллиптические координаты, в которых координатными линиями являются конфокальные эллипсы и гиперболы.

За два фокуса Fj и F2 обычно берутся точки минус С и плюс С на оси X декартовой системы координат, в нашем случае представляющие полудлины трещины L .

I ^НВ SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

KU GEDRESDURCES

x=C-ch£,-cosß , y = C-sh£-sin/? ,

(3)

(4)

где \ > 0 , р е (0, 2п).

Линии уровня 2, являются эллипсами, линии уровня рП - гиперболами. Гиперболический косинус (сЬ) и гиперболический синус ^Ь) находятся как:

сМ= и shg

( -( е — е

(5)

(6)

Для большой полуоси р = 0, так как она идет вдоль оси X, а косинус 0 равен единице. Для малой полуоси р = п/2, так как она перпендикулярна оси X и 8тл/2=1, а С = Ь . Следовательно, не учитываем Со8в и 8тр в выражениях (3, 4) и убираем их, как равных единице, и получаем применимо для рассматриваемой трещины:

а= Lmp-ch£ = Lmp b = L-sh£ = L,

( -( е — е

(7)

(8)

■'тр "»•«в тр 2 '

Получив значения большой (а) и малой (Ь) полуосей, можно вычислить объем эллипса конфокального с трещиной:

У= к-a-b-h = n-h-Lmn

тр

2 (e2i-e~2t) 4

2 е{+е f е{-е f

n-h-L

тр

или

4-У

1 т2

n-h-Lmp e

Приняв e2^ = z для уравнения (10), получим:

4-V

n-h-L

1

- = z--

(9)

(10)

(11)

mp

И далее, преобразовав (11), получим квадратное уравнение или алгебраическое уравнение 2-й степени с одним неизвестным:

4-У

Z2 —

n-h-L

■Z-1 = 0.

(12)

тр

Полученное приведённое квадратное уравнение вида x2+bx+c=0 имеет формулу для корней (Барсуков, 1966):

-ь

-м 2 у Решением для Z будет:

-с .

л/Ф

^ +с

(13)

(14)

где Ь =

4-У

n-h -L

2'

тр

Тогда:

2-У

n-h-Lmp

Так как e2^ = z, то lnZ = 22, или

2

1

In-

2- V

n-h-L

тр

2- V

n-h-L

тр

)

+1] (16)

Зная объем заводненной Уз (1) области, находим большую и малую полуоси эллипса заводненной области:

: А™ • ch

тр

Im 2

2-У

n-h-L

- +

2-У

V

J

+ 1

K=Lmp-Sh

In

2-F

n-h-L,

- +

тр

2-У

n-h-Lj

. тР У

+1

(17)

(18)

Так же вычисляются большая и малая полуоси для холодной области, зная объем охлажденной зоны Ух (2):

-:-

а = L ■ ch

K=Lmp-sh

( -

Im-2 V ZK / i

n'h'Lmp

(

Ihr 2 V ZK f +i

n'h'Lmp

2-v:

+ 1

2-У

n-h-L

+ 1

тр у

(19)

(20)

Охлаждение зоны пласта вокруг трещины ГРП приводит к температурной деформации пласта, поэтому необходимо учитывать геомеханические особенности поведения горных пород. Изменение температурного поля приводит к изменению локальных напряжений в охлаждаемой зоне и возникновению термоупругих (Дстт) эффектов. Именно характер местных напряжений определяет направления трещины, её рост в высоту, давления разрыва и т.п. Появление термоупругого эффекта изменяет общие напряжения в пласте и может влиять на инициацию или распространение уже имеющейся трещины.

Изменение термоупругих напряжений (Дст1) приводит к снижению местного минимального горизонтального напряжения (8Ь) в охлажденной зоне. В связи с сокращением минимального горизонтального напряжения критическое давление для роста трещины на конце трещины может быть ниже, чем давление распространения трещины.

В случае, если трещина уже существует, её распространение происходит, когда интенсивность напряжения на острие трещины выше значения критического напряжения разрушения (ст ):

К

Icr

(21)

тр

Условием для распространения трещины по методу Ирвина (Hagoort, 1981) является увеличение минимального напряжения на величину критического напряжения разрушения:

Р =Sh +

тр h

К

Icr

фП,

(22)

тр

тр

Для трещин более 3 м коэффициент интенсивности напряжений KIcr очень мал, и им можно пренебречь

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ГЕОРЕСУРСЫ i

(Н^ооЛ, 1981). С учетом изменения термоупругих напряжений выражение (22) принимает вид: т

р - плотность жидкости, кг/м3; ц - динамическая вязкость жидкости, Пас; Ь - длина труб НКТ, м.

Pmp=Sh-A(TL

\P-a-Pm)+a-Pn

(23)

(24)

Л Р перф

8Q • 10

г 2

2 2 л •«„„,

,4 2 ,-dn-(p g

(31)

где V - коэффициент Пуассона, д. ед.; Р - давление, оказываемое весом перекрывающих горных пород, МПа; а -коэффициент Био; Р - пластовое давление, МПа.

Коэфициент Био имеет значение в диапазоне от 0,7 до 1 и обычно принимается равным единице.

А т

Д аь характеризует, на сколько снижается давление распространения трещины и берется с отрицательным знаком, так как происходит понижение температуры пласта.

Аатг =

а.

Е-AT

(l_v) "f(".b,h), (25)

где а - коэффициент теплового расширения, м/м-°С; Е -модуль Юнга, МПа; v - коэффициент Пуассона, д. ед.; AT -разность температур пласта и закачиваемой воды, °С; f(a ь к - коэффициент Перкинса, используемый для учета давления вокруг трещины (Perkins, Gonzales, 1985).

Изменение напряжений происходит как вдоль оси трещины, так и перпендикулярно ей. Коэффициент Перкинса hq учитывает влияние изменения перпендикулярного трещине стресса, влияющего на силы, мешающие раскрытию трещины.

Wife* <гяг>- (' I f 1+i [ '-45 ■ Ш" • 35 * Ш1 ^ [ - Ö"'"В) -

+ о

Зная устьевое давление закачки, можно определить давление на забое:

р =р

■*■ tnfi -*- и

заб 1 ycm^~Рж § ^ скв

10 -ДД-ДРп

перф'

(27)

где Q - приемистость скважины, м3/с; пперф - количество перфорационных отверстий, шт.; ё - диаметр перфорационных отверстий, м; ф - коэффициент расхода, зависящий от характера истечения жидкости.

Для предотвращения развития трещины необходимо соблюдать условие не превышения забойного давления над давлением распространения трещины:

Р К<Р . (32)

зао тр 47

На примере скв. 891 НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть» рассмотрим влияние закачки холодной воды и проявление температурных эффектов на изменение давления распространения трещин автоГРП.

В нагнетательной скв. 891 был проведен ГРП в интервале бобриковского горизонта. По фактическим данным объем закачки в 2015 г. до ГРП на скв. 891 колебался от 39,2 до 86,1 м3/сут при устьевом давлении Руст = 7,6 МПа. После проведения ГРП приемистость скважины выросла в среднем до 111,3 м3/сут со снижением устьевого давления до Руст = 7,0 МПа. Для расчета примем температуру воды 10 °С как наименее благоприятное условие.

Исходные данные и результаты расчетов представлены в табл. 1 и 2 (данные по накопленной закачке, конструкции скважины, пластовым параметрам взяты из корпоративной информационной системы ПАО «Татнефть» АРМИТС, характеристика трещины ГРП по отчету дизайна трещины ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис»; модуль Юнга и коэффициент Пуассона для отложений горизонтов, эксплуатируемых на месторождениях ПАО «Татнефть», получены институтом «ТатНИПИнефть» в результате проведенных исследовательских работ).

Термоупругий эффект, возникающий вследствие температурных изменений в охлажденной зоне пласта, снижа-

где Руст - давление на устье нагнетательной скважины, МПа; р - плотность за-

7 ' 1 ж

качиваемой воды, кг/м3; Н - глубина интервала закачки, м; АР - потери давления на трение (Гидравлика, 1984), МПа; АРперф - потери давления на перфорации (Сулейманов и др., 1984), МПа;

ДРт = А-

(28)

V -2 J ^ 10 '

d 2 g

где X - коэффициент трения при движе нии жидкости в трубах;

64

Х =

л/Й

при Re > 2300 Х = Число Рейнольдса:

V-d-px

0,316

ß

(29)

(30)

где V - скорость потока жидкости, м/с; ё - внутренний диаметр НКТ, м;

Параметр Значение Параметр Значение

О&ьем накопленной закачки, Ож 601074 м3 Коэффициент теплового расширения, аг 5-Ю6 м/(м-°С)

Толщина пласта, Ь 5,6 м Модуль Юнга, Е 8000 МПа

Пористость, т 0,22 д. ед. Коэффициент Пуассона, V 0,25 д. ед

Остаточная нефтенасыщенность, 80Н 0,39 д. ед. Температура пласта, Тпл 23 °С

Связанная вода, 8СВ 0,162 д. ед. Температура нагнетаемой жидкости, Тж 10 °С

Плотность воды, рж 1090 кг/м3 Пластовое давление, Р^, 14,8 МПа

Плотность породы, рп 2600 кг/м3 Давление нагнетания устьевое, Русх 7,0 МПа

Плотность нефти, рн 856 кг/м3 Глубина интервала, Н 1207 м

Вязкость нагнет, жидкости, ц 1,53 мПа-с Кол-во перфорационных отверстий, Пце1)6 100 шт.

Теплоемкость воды, Св 4200 Дж/кг°С Внутренний диаметр НКТ, Бщг 0,062 м

Теплоемкость породы, С„ 750 Дж/кг-°С Диаметр перфорационных отверстий, <1п 0,01 м

Теплоемкость нефти, С„ 2100 Дж/кг-°С Длина НКТ, Ь 1207 м

Длина крыла трещины, Ь^ 74 м Средняя суточная закачка, 0 111,3 м3/сут

Коэффициент расхода, ср 0,62

Табл. 1. Исходные данные.

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

■I GEDRESDURCES

Параметр Значение Параметр Значение

Объем заводненного региона, У3 6098,5 тыс. м3 Коэффициент Перкинса frax.bx.hl 0,99

Гл. полуось заводненного региона, а3 591,2 м Потери на трение 0,05 МПа

Малая полуось заводненного региона, Ь3 586,6 м Потери на перфорации 3,6-Ю"5 МПа

Объем холодного региона, Ух 120,18 тыс. м3 Забойное давление 19,8 МПа

Эллиптическая координата, 1,96 Термоупругий эффект Аа{ , при 10 °С ^ 0,7 МПа

Гл. полуось холодного региона, а* 266,7 м Минимальное горизонтальное напряжение, вь 20,1 МПа

Малая полуось холодного региона, Ьх 256,3 м Давление распространения трещины, Р-п, 19,4 МПа

сти оперативно вносить изменения в технологический режим работы нагнетательных скважин.

В низкопроницаемых коллекторах при очень малых объемах обработки, характерных для минифрака, значение мгновенного давления остановки закачки (КГР) будет приближаться к давлению закрытия (01ё1еу й а1., 1989).

Табл. 2. Результатыi расчета.

Номер СКВ. Забойное давление расчетное Рзаб, МПа Давление распространения трещины Рто, МПа Вероятность автоГРП

3911 24,5 26,3 нет

7207 35,8 31,1 есть

22662 29,6 27,5 есть

22678 29,3 26,5 есть

1220 27 28,5 нет

891 19,8 19,4 есть

Табл. 3. Результаты расчета для нагнетательных скважин с ГРП.

ет в нашем случае локальные напряжения до 0,7 МПа в холодный период года. Как видно по результатам расчета, забойное давление в скв. 891 превышает и величину минимального горизонтального напряжения (Бь), сниженное

термоупругим эффектом Д а£ . Условие Рза6< Ртр не соблюдается и присутствует возможность для развития трещины автоГРП в процессе закачки воды в данной скважине. Необходимо наблюдение за изменением коэффициента приемистости, динамикой давлений закачки и поведением окружающих реагирующих скважин. Следовательно, требуются проведение дополнительных исследований, контроль по окружающим скважинам и моделирование ситуаций.

Подобный расчет был произведен для нагнетательных скважин НГДУ «Бавлынефть», в которых был произведен гидроразрыв пласта (Табл. 3).

Расчёты показывают, что в 67 % скважин присутствует вероятность образования трещин автоГРП вследствие высокого давления закачки, т.е. более чем в половине случаев требуется обратить внимание на технологические режимы работы скважин.

Как известно, по результатам проведения минифрака можно определить давление смыкания (или по другому давление развития трещин), равное и противодействующее минимальному главному напряжению в породе. В случае превышения давления закачки над давлением смыкания происходит образование техногенных трещин или раскрытие естественных трещин с увеличением вероятности их дальнейшего развития.

Для недопущения возникновения эффекта автоГРП в нагнетательных скважинах необходимо сопоставлять и анализировать данные, полученные в ходе проведения мини-фрака в рассматриваемых или соседних скважинах, с промысловыми данными по закачке и при необходимо-

Выводы

1. Пластовые температуры горизонтов Бавлинского месторождения колеблются в среднем в пределах 25-4G "С, поэтому не наблюдается ярко выраженных проявлений эффекта термоупругих изменений напряжений, но тем не менее их необходимо учитывать, так как они являются неотъемлемой частью процесса заводнения.

2. Pоcт трещин в результате эффекта авто^П увеличивает их протяженность или развитие по высоте, а это создает опасность раннего подхода воды к добывающим скважинам или прорыва в верхние или нижние интервалы. Поэтому выбор систем разработки необходимо осуществлять с учетом параметров планируемых ^П, вероятности проявления авто^П, определения направления главных напряжений, определяющих ориентацию распространения трещин.

3. Контроль процесса трещинообразования, постоянный мониторинг трещин, проведение соответствующих исследований и моделирование необходимы для эффективного функционирования систем поддержания пластового давления и достижения успешности разработки месторождений с использованием гидроразрыва пласта.

Особенно это важно для условий низкопроницаемых коллекторов, где приходится поддерживать высокие давления закачки, поэтому влияние термоупругого эффекта может быть более заметным. Pacчет размеров зон с пониженной температурой позволяет оценить размеры трещин в случае появления условий их развития.

4. Полученные результаты могут быть учтены в гидродинамических моделях для улучшения адаптации технологических показателей как в целом по модели, так и по отдельным скважинам. Данные таких расчетов должны учитываться при планировании геолого-технических мероприятий на скважинах для повышения их эффективности.

5. Проведенные расчёты показывают, что в 67 % скважин НГДУ «Бавлынефть» присутствует вероятность образования трещин авто^П вследствие высокого давления закачки, т.е. более чем в половине случаев требуется обратить внимание на технологические режимы работы скважин.

Литература

Economides M., Oligney R., Valky P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Texas: Orsa Press. 2002. Pp. 64-65.

Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.E., Veatch R.W. Resent advances in-hydraulic fracturing. Monograph Series; SPE of AIME. Richardson, TX. 1989. V. 12.

Hagoort J. Waterflooded-induced hydraulic fracturing: Dphil. Delft. 1981. 85 p.

Perkins T.K., Gonzales J.A. The effect of thermo elastic stresses on injection well fracturing. SPE Journal. 1985. V. 25. № 2. Pp. 78-88.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ^ШШШП^^ШИ

Барсуков A.H. Алгебра для 6-8 классов. 11-е изд. М: Просвещение. 1966. 296 с.

Гидравлика. М: Энергоатомиздат. 1984. С. 142.

Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М: Недра. 1986. 240 с.

Сулейманов А.Б, Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин. М: Недра. 1984. 140 с.

Для цитирования: Салимов О.В., Гирфанов И.И., Кочетков A.B., Зиятдинов Р.З., Морозов П.Г. Влияние термоупругого эффекта на развитие трещин автоГРП в нагнетательной скважине с трещиной ГРП. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 1. С. 46-50. DOI: 10.18599/grs.18.1.8

Сведения об авторах

Олег Вячеславович Салимое - заведующий лабораторией исследования и сопровождения гидравлического разрыва пласта отдела эксплуатации и ремонта скважин

Тел: +7(85594)78-984, e-mail: sov@tatnipi.ru

Илъдар Илъясоеич Гирфанов - инженер лаборатории

исследования и сопровождения гидравлического разрыва пласта отдела эксплуатации и ремонта скважин Тел: +7(85594)78-998, e-mail: gii@tatnipi.ru Александр Викторович Кочетков - инженер лаборатории исследования и сопровождения гидравлического разрыва пласта отдела эксплуатации и ремонта скважин Тел: +7(85594)78-998, e-mail: kav6365@tatnipi.ru Радик Заузятович Зиятдинов - научный сотрудник лаборатории исследования и сопровождения гидравлического разрыва пласта отдела эксплуатации и ремонта скважин Тел: +7(85594)78-660, e-mail: zrz5969@tatnipi.ru

Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» Россия, 423230, Бугульма, ул. Джалиля, д. 32

Павел Георгиевич Морозов - заместитель начальника технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть» Россия, 423930, Республика Татарстан, Бавлы, ул. Гоголя, д. 20. Тел: +7(855-69)45-161, e-mail: morozovpg@tatneft.ru

The Influence of Thermoelastic Effect on Cracks of Automatic Hydraulic Fracturing in Injection Wells

O.V. Salimov1, I.I. Girfanov1, A.V. Kochetkov1, R.Z. Ziyatdinov1, P.G. Morozov2

'Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) PJSC Tatneft, Bugulma, Russia 2Oil and Gas Production Department «Bavlyneft» PJSC Tatneft, Bavly, Russia Received December 14, 2015

Abstract. Water injection with reservoir pressure maintenance changes the state of reservoir system and requires special attention. Formation of man-made cracks and cracks caused by automatic hydraulic fracturing is one of the risk factors in rapid flooding of production wells. The temperatures changes in the area of injection well affect local stresses in the reservoir and are manifested in the form of thermoelastic effect. This effect reduces the distribution pressure of existing hydraulic fracturing cracks. The article considers the probability of thermoelastic effect in injection wells in which hydraulic fracturing processes have been carried out. Examples and calculations are given for determining the probable occurrence of cracks caused by automatic hydraulic fracturing. It was found that for more than half of the cases cracks occur by automatic hydraulic fracturing due to the influence of thermoelastic effect.

Keywords: hydraulic fracturing, thermoelastic effect, automatic hydraulic fracturing, man-made cracks, injection well

References

Barsukov A.N. Algebra (6-8 classes): for secondary schools. 11th ed. Moscow: Prosveschenie Publ. 1966. 296 p.

Economides M., Oligney R., Valky P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Texas: Orsa Press. 2002. Pp. 64-65.

Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.E., Veatch R.W. Resent advances in-hydraulic fracturing. Monograph Series; SPE of AIME. Richardson, TX. 1989. V. 12.

Gidravlika [Hydraulics]. Moscow: Energoatomizdat Publ. 1984. 142 p.

Hagoort J. Waterflooded-induced hydraulic fracturing: Dphil. Delft. 1981. 85 p.

Perkins T.K., Gonzales J.A. The effect of thermo elastic stresses on injection well fracturing. SPE Journal. 1985. V. 25. № 2. Pp. 78-88.

Suleymanov A.B, Karapetov K.A., Yashin A.S. Prakticheskie raschety pri tekuschem i kapital'nom remonte skvazhin [Practical calculations under the current and workover]. Moscow: Nedra Publ. 1984. 140 p.

Zheltov Yu.P. Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy [Oil development]. Moscow: Nedra Publ. 1986. 240 p.

For citation: Salimov O.V., Girfanov I.I., Kochetkov A.V., Ziyatdinov R.Z., Morozov P.G. The influence of thermoelastic effect on cracks of automatic hydraulic fracturing in injection wells. Georesursy [Georesources]. 2016. Vol. 18. No. 1. Pp. 4650. DOI: 10.18599/grs.18.1.8

Information about authors

Oleg V. Salimov - PhD, Chief of Hydrofrac Research Laboratory, Well Operation and Workover Department Phone: +7(85594)78-984, e-mail: sov@tatnipi.ru Ildar I. Girfanov - Engineer, Hydrofrac Research Laboratory, Well Operation and Workover Department Phone: +7(85594)78-998, e-mail: gii@tatnipi.ru Aleksandr V. Kochetkov - Engineer, Hydrofrac Research Laboratory, Well Operation and Workover Department, Phone: +7(85594)78-998, e-mail: kav6365@tatnipi.ru Radik Z. Ziyatdinov - Scientific Researcher, Hydrofrac Research Laboratory, Well Operation and Workover Phone: +7(85594)78-660, e-mail: zrz5969@tatnipi.ru

Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) PJSC Tatneft. Russia, 423230, Bugulma, M.Jalil str. 32

Pavel G. Morozov - Deputy Head of Reservoir Engineering Department, Oil and Gas Production Department «Bavlyneft» PJSC Tatneft. Russia, 423930, Bavly, Gogol str. 20

Phone: +7(855-69)45-161, e-mail: morozovpg@tatneft.ru

$С1ЭЛ1ПС AND TECHNICAL JOURNAL

Ш GEDRESDURCES