RU2483209C1 - Method of hydraulic fracturing of well formation - Google Patents
Method of hydraulic fracturing of well formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483209C1 RU2483209C1 RU2011151677/03A RU2011151677A RU2483209C1 RU 2483209 C1 RU2483209 C1 RU 2483209C1 RU 2011151677/03 A RU2011151677/03 A RU 2011151677/03A RU 2011151677 A RU2011151677 A RU 2011151677A RU 2483209 C1 RU2483209 C1 RU 2483209C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- string
- formation
- packer
- tubing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта (ГРП) с близким расположением вод.The invention relates to the oil industry and can find application in hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) with a close location of water.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2055172, МПК Е21В 43/26, опуб. в бюл. №6, 27.02.1996 г.), включающий спуск в скважину на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора с вращателем, прорезание щелей в горизонтальной плоскости продуктивного пласта, подъем перфоратора с вращателем, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и его установка, последовательную закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом и продавочной жидкости с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое скважины выше давления разрыва пласта, технологическую выдержку и ввод скважины в эксплуатацию, при этом жидкость разрыва закачивают в объеме, обеспечивающем создание трещины гидроразрыва длиной, равной предварительно определенному радиусу прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости, затем уменьшением темпа закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта и при этом темпе закачивают в колонну насосно-компрессорных труб суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме созданной трещины, после чего увеличением темпа закачки поднимают забойное давление выше давления разрыва пласта и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб и части обсадной колонны от низа насосно-компрессорных труб до прорезанных щелей.A known method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2055172, IPC ЕВВ 43/26, published in Bulletin No. 6, 02/27/1996), which includes descent into the well to a given depth of a sandblasting puncher with a rotator, cutting holes in the horizontal plane of the productive formation, lifting a rotary hammer with a rotator, lowering a tubing string with a packer into the well and installing it, sequentially pumping a fracturing fluid into a tubing string, a carrier fluid suspension with a fixing material and a squeezing fluid MPa injection, providing pressure at the bottom of the well above the fracture pressure, technological exposure and putting the well into operation, while the fracture fluid is pumped in a volume that creates a hydraulic fracture with a length equal to the predetermined radius of the borehole formation zone of reduced permeability, then reduce the injection rate the bottomhole pressure is lower than the fracture pressure and at this rate, a suspension of carrier fluid with a fixing ma is pumped into the tubing string erialom in volume created fracture, whereupon the increase in injection rate lift downhole pressure above the formation fracture pressure and displacement fluid are pumped in a volume equal to the volume of the column tubing and a portion of the casing from the bottom of the tubing to cut through slits.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с необходимостью спуска в скважину гидропескоструйного перфоратора с вращателем и прорезание щелей в горизонтальной плоскости продуктивного пласта, причем лишь точное соблюдение указанных давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести гидравлический разрыв пласта;- firstly, the complex technological process of implementing the method associated with the necessity of lowering a sandblasting perforator with a rotator into the well and cutting holes in the horizontal plane of the reservoir, and only exact observance of these pressures and a clear sequence of technological operations will allow hydraulic fracturing;
- во-вторых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта с подошвенной водой.- secondly, low efficiency of hydraulic fracturing with bottom water.
Наиболее близким является способ гидроразрыва пласта (патент RU №2170818, МПК Е21В 43/26, опуб. в бюл. №20, 20.07.2001 г.), включающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, последующий спуск в насосно-компрессорные трубы и ниже них гибких труб до нижних дыр интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта (ВНК) с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне насосно-компрессорных труб подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.The closest is the method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2170818, IPC ЕВВ 43/26, published in Bulletin No. 20, 07/20/2001), including the formation of a hydraulic fracture in the formation with plantar water, followed by descent into the tubing and below them, flexible pipes to the lower holes of the perforation interval for pumping proppant through them in a mixture with water-insulating cement in an amount sufficient to fill the bottom of the crack with the mixture to a level above the oil-water contact (WOC) with filling part of the crack in the zone of bottom water in the part of the crack below nave enasyschennoy zone at the same time along the column of tubing is fed with liquid-proppant sand carrier in an amount sufficient to fill the top of the vertical cracks.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, гидроразрыв пласта в скважине с подошвенной водой или при близком расположении пластовых вод (при наличии перемычки от 1 до 5 м) осуществляют перед водоизоляцией, что может привести к образованию вертикальных трещин в подошвенной части пласта и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации пласта;- firstly, hydraulic fracturing in a well with bottom water or with close proximity of formation water (if there is a bridge from 1 to 5 m) is carried out before waterproofing, which can lead to the formation of vertical cracks in the bottom of the formation and there is no guarantee that subsequent waterproofing of the bottom of the formation will completely isolate them (block the channel of water flow into the productive part of the formation), which reduces the effectiveness of hydraulic fracturing and causes rapid flooding of the well during subsequent th reservoir exploitation;
- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают гибкую трубу (ГТ) и на проведение этой операции затрачивается определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по гибкой трубе подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин и затягивается время проведения ГРП;- secondly, after the formation of cracks in the formation by pumping a fracture fluid along the tubing string, a flexible pipe (GT) is lowered into the tubing string and a certain amount of time is spent on this operation during which the cracks partially close, then cement is waterproofed by a flexible pipe the bottom of the formation and the injection of sand-carrier fluid along the annular space between the tubing and GT columns to seal cracks that have already begun to close, which complicates the process of the method and reduces the permeability of the formed cracks and drains the time of hydraulic fracturing;
- в-третьих, возможно смешивание водоизолирующего цемента и проппанта в призабойной зон ствола скважины, возникающее при их одновременной закачке, что снижает качество водоизоляционных работ из-за проникновения в подошвенную часть пласта совместно с водоизолирующим цементом проппанта.- thirdly, it is possible to mix water-insulating cement and proppant in the bottom-hole zones of the wellbore, which occurs when they simultaneous injection, which reduces the quality of waterproofing works due to penetration into the bottom of the formation together with a waterproofing proppant cement.
Задачами изобретения являются повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества водоизоляционных работ за счет исключения смешивания в призабойной зоне ствола скважины водоизолирующего цемента и проппанта.The objectives of the invention are to increase the efficiency of hydraulic fracturing, improving the quality of waterproofing works by eliminating mixing in the bottomhole zone of the wellbore with water-insulating cement and proppant.
Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб НКТ с пакером, образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва закачкой жидкости разрыва, спуск в колонну НКТ и ниже нее колонны гибких труб ГТ до нижних отверстий интервала перфорации, закачку по колонне НКТ жидкости разрыва с проппантом, а по колонне ГТ водоизолирующего цемента в количестве, достаточном для заполнения водоизолирующим цементом нижней части трещины до уровня водонефтяного контакта ВНК с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды.The problem is solved by a method of hydraulic fracturing in a well, including lowering a string of tubing tubing with a packer into a well, forming a hydraulic fracture in a reservoir with plantar water by injecting a fracturing fluid, lowering a string of flexible tubing GT into the tubing string and below it to the lower holes of the interval perforation, injection of fracturing fluid with proppant through the tubing string, and water-insulating cement in the HT string in an amount sufficient to fill the bottom of the fracture with water-insulating cement to the water level BHK oil contact with the filling of cracks in the plantar portion of the water area.
Новым является то, что перед спуском в скважину колонну НКТ с пакером оснащают перфорированным патрубком и дополнительным пакером, которые размещают ниже пакера, в процессе спуска колонны НКТ перфорированный патрубок устанавливают напротив интервала перфорации нефтенасыщенной части пласта, производят посадку пакеров, причем пакер сажают на 5-10 м выше пласта, а дополнительный пакер сажают в интервале ВНК в неперфорированном интервале пласта, спускают в колонну НКТ и ниже нее колонну ГТ до нижних отверстий интервала перфорации, определяют суммарный объем жидкости разрыва, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в колонну НКТ жидкости разрыва без проппанта в объеме, равном 0,2-0,25 от суммарного объема жидкости разрыва с образованием трещины гидроразрыва, затем по колонче ГТ закачивают водоизолирующий цемент в объеме, достаточном для заполнения нижней части трещины в подошвенной части пласта до интервала ВНК, при этом в кольцевом пространстве между колоннами НКТ и ГТ поддерживают закачку жидкости разрыва под давлением, на 10-15% превышающим давление продавки водоизолирующего цемента через колонну ГТ, приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на одном уровне с нижним концом колонны НКТ, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают по колонне НКТ совместно с проппантом и производят их продавку в пласт технологической жидкостью, затем производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, извлекают колонну ГТ из НКТ, распакеровывают пакер и дополнительный пакер и извлекают их и колонну НКТ из скважины.New is that before lowering the well, the tubing string with the packer is equipped with a perforated nozzle and an additional packer, which is placed below the packer, during the lowering of the tubing string, the perforated nozzle is installed opposite the perforation interval of the oil-saturated part of the formation, the packers are planted, and the packer is put on 5- 10 m above the reservoir, and an additional packer is planted in the BHC interval in the non-perforated interval of the formation, lower the HT string to the lower holes of the perforation interval into the tubing string and below it, determine the total volume of the fracture fluid, seal the space between the tubing and GT strings and pump the fracture fluid into the tubing string without proppant in a volume equal to 0 , 2-0.25 of the total volume of the fracturing fluid with the formation of a hydraulic fracture, then water-insulating cement is pumped through the GT column in a volume sufficient to fill the bottom of the fracture in the bottom of the formation to of the VNK interval, while in the annular space between the tubing and GT columns, the fracture fluid is injected under pressure 10-15% higher than the pressure of the water insulating cement through the GT column, the GT column is raised so that its lower end is at the same level with the lower end tubing strings, after which the remaining volume of the fracture fluid is pumped along the tubing string together with the proppant and they are pumped into the formation by the process fluid, then the shutter speed is held for the time required for the pressure to fall injection Ia 70-80%, is recovered from the column HT tubing packer raspakerovyvayut and optional packer and remove them, and the tubing from the well.
На чертеже схематично изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине.The drawing schematically depicts the proposed method of hydraulic fracturing in the well.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляют следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing in a well is as follows.
Перед спуском в скважину 1 колонну НКТ 2 ниже пакера 3 оснащают перфорированным патрубком 4 и дополнительным пакером 5.Before lowering into the
В процессе спуска колонны НКТ 2 перфорированный патрубок 4 устанавливают напротив интервала перфорации 6 нефтенасыщенной части 7 пласта 8, производят посадку пакеров 3 и 5.During the descent of the
Пакер 3 сажают на 5-10 м выше пласта 8, а дополнительный пакер 5 сажают в интервале водонефтяного контакта 9 в неперфорированном интервале пласта 8. Спускают в колонну НКТ 2 и ниже нее колонну гибких труб 10 до нижних отверстий 11 интервала перфорации. Благодаря посадке дополнительного пакера 5 в интервале ВПК 9 обеспечивается последовательная закачка сначала водоизолирующего цемента в обводненную подошвенную часть 12 пласта 8, а затем закачка проппанта в нефтенасыщенную часть 7 пласта 8 и исключается смешивание водоизолирующего цемента и проппанта в процессе осуществления способа.The
Перед проведением гидравлического разрыва пласта скважину, колонну ГТ 10 и кольцевое пространство между НКТ 2 и ГТ 10 заполняют технологической жидкостью, например, соленой водой плотностью: ρ=1180 кг/м3 с целью вытеснения воздуха из колонн НКТ 2 и ГТ 10.Before hydraulic fracturing, the well, the
Определяют суммарный объем жидкости разрыва по следующей формуле:The total volume of the fracturing fluid is determined by the following formula:
где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;where Vg is the total volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=12;k = 11-12 - transfer coefficient, m 3 / m, we take k = 12;
Нп - общая толщина пласта, м.NP - the total thickness of the reservoir, m
Например, толщина пласта 8 составляет 5 м, из них нефтенасыщенная часть 7 составляет 3 м, а обводненная подошвенная часть 12 пласта 8 составляет 2 м.For example, the thickness of the
Тогда, подставляя в формулу (1), получим:Then, substituting in the formula (1), we obtain:
Vг=12·5=60 м3.Vg = 12 · 5 = 60 m 3 .
Готовят жидкость разрыва любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК 8 С09К 8/68, опубл. в бюл. №4 от 20.02.2010 г.Prepare the fracturing fluid in any known manner, for example, as described in patent RU No. 2381252, IPC 8
Далее герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 10 и производят закачку в НКТ 2 жидкости разрыва без проппанта в объеме, равном 0,2-0,25 от суммарного объема - Vг с образованием трещины 13 гидроразрыва.Next, the space between the
Закачку жидкости разрыва производят через перфорированный патрубок 4 интервала перфорации 6 в нефтенасыщенную часть 7 пласта 8, например, с расходом 1,5-2 м3/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины по всей толщине пласта 8, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта. Например, при достижении давления 32 МПа вследствие образования трещины 13 в пласте 8 произошло падение давления закачки жидкости разрыва на 20-25%, т.е. до 25 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 25-30%, например, как отмечено выше, с 1,5-2 м3/мин до 1,9-2,6 м3/мин, при этом на момент падения давления закачки (в процессе образования трещины по всей толщине пласта 8) в скважину была закачана жидкость разрыва в объеме 20 м3. Определяют количество водоизолирующего цемента, необходимого для заполнения нижней части трещины 13 в подошвенной части 12 пласта 8, позволяющего селективно изолировать образованную трещину. Исходя из практического опыта, для изоляции трещины 13 в подошвенной части 12 пласта 8 необходимо создание водоизоляционного экрана радиусом, например, 3 м, поэтому при толщине подошвенной части 12 пласта 8, равной 2 м, необходимо 9,42 м3 водоизолирующего цемента. Далее в колонну ГТ 10 закачивают водоизолирующий цемент в объеме 9,42 м3, достаточном для заполнения нижней части трещины в подошвенной части 12 пласта 8 до интервала ВНК 9, при этом в кольцевом пространстве между НКТ 2 и ГТ 10 поддерживают закачку жидкости разрыва под давлением, на 10-15% превышающим давление продавки водоизолирующего цемента через колонну ГТ. Например, в процессе продавки водоизолирующего цемента по колонне ГТ 10 давление продавки составляет 25 МПа, тогда закачку жидкости разрыва в трещину 13 через колонну НКТ 2, перфорированный патрубок 4, интервал перфорации 6 продуктивной части 7 пласта 8 осуществляют под давлением:The fracture fluid is pumped through the
(10-15%)·25 МПа/100%+25 МПа = 27,5-28,75 МПа.(10-15%) · 25 MPa / 100% + 25 MPa = 27.5-28.75 MPa.
Таким образом, благодаря закачке жидкости разрыва по колонне НКТ 2 через интервал перфорации 6 в продуктивную часть 7 пласта 8 на уровне ВНК 9 создается противодавление в трещине 13 гидроразрыва, что обеспечивает перемещение водоизоляционного цемента не вверх, а в глубь трещины 13 в интервале подошвенной части 12 пласта 8, поэтому продавливаемый в подошвенную часть 12 пласта 8 водоизоляционный цемент не поднимается выше уровня ВНК 9, при этом было закачано, например, 20 м жидкости разрыва.Thus, due to the injection of the fracturing fluid through the
По окончании закачки водоизолирующего цемента в колонну ГТ 10 производят продавку его в пласт технологической жидкостью. Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт водоизолирующего цемента, соответствует полуторократному внутреннему объему колонны ГТ 10. В качестве технологической жидкости применяют, например, сточную воду плотностью: ρ=1100 кг/м3. Приподнимают колонну ГТ 10 так, чтобы ее нижний конец 14 находился на одном уровне с нижним концом 15 колонны НКТ 2 (не показано). Далее оставшийся объем жидкости разрыва: 60 м3 -20 м3 -20 м3 =20 м3 закачивают по колонне НКТ совместно с проппантом (крепителем трещин).At the end of the injection of water-insulating cement into the
В качестве проппанта применяют, например, проппант фракций от 30/60 меш с объемной концентрацией в жидкости разрыва 200 кг/м3, который изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским Комбинатом Огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь). По окончании закачки жидкости разрыва совместно с проппантом в колонну НКТ 2 производят их продавку в пласт технологической жидкостью, например, сточной водой плотностью: ρ=1100 кг/м3.As proppant, for example, proppant fractions of 30/60 mesh with a volumetric concentration in the fracturing liquid of 200 kg / m 3 are used , which are manufactured according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”and is produced by the Borovichi Refractory Plant (Borovichi, Republic of Belarus). At the end of the injection of the fracturing fluid, together with the proppant into the
Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки жидкости разрыва совместно с проппантом в пласт из кольцевого пространства между колоннами НКТ 2 и ГТ 10, соответствует объему кольцевого пространства между колоннами НКТ 2 и ГТ 10 от устья скважины до конца колонны НКТ 2. После закачки технологической жидкости в колонну ГТ 10 и кольцевое пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 10 производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, например, со значения 32 МПа (указанного выше) до 10-10,5 МПа, производят разгерметизацию кольцевого пространства между колоннами НКТ 2 и ГТ 10, извлекают колонну ГТ 10 из НКТ 2, распакеровывают пакер 3 и дополнительный пакер 5 и извлекают колонну НКТ 2 с пакерами 3 и 5 из скважины.The volume of the process fluid sufficient for the full flow of the fracturing fluid together with the proppant into the formation from the annular space between the
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность проведения ГРП за счет селективной изоляции трещины, образованной в результате гидроразрыва. Кроме того, данный способ обеспечивает повышение качества водоизоляционных работ за счет исключения смешивания в призабойной зоне ствола скважины водоизолирующего цемента и проппанта.The proposed method allows to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the selective isolation of a crack formed as a result of hydraulic fracturing. In addition, this method provides an improvement in the quality of waterproofing works by eliminating mixing in the bottom-hole zone of the wellbore with water-insulating cement and proppant.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151677/03A RU2483209C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151677/03A RU2483209C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483209C1 true RU2483209C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151677/03A RU2483209C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483209C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531775C1 (en) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Seam hydro frac in well |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| RU2550638C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer |
| RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
| RU2566345C1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2732891C1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Method for multi-stage hydraulic fracturing in well with horizontal termination |
| RU2733561C2 (en) * | 2018-11-20 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working |
| CN112647918A (en) * | 2020-12-29 | 2021-04-13 | 长江大学 | Hydraulic pulse reinforced hydraulic fracturing system |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170818C2 (en) * | 1999-08-20 | 2001-07-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of hydraulic fracturing of formation |
| WO2008131540A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
| EA011447B1 (en) * | 2006-12-20 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method of automated heterogeneous proppant placement in subterranean formation |
| RU2008101051A (en) * | 2008-01-09 | 2009-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университ | METHOD FOR OPERATING HYDROCARBON DEPOSITS |
| RU2366805C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of development of hydrocarbon deposit |
| RU2369733C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrocarbon deposit operation |
| EA015181B1 (en) * | 2005-12-05 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of formation protection while performing downhole operation |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151677/03A patent/RU2483209C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170818C2 (en) * | 1999-08-20 | 2001-07-20 | Сохошко Сергей Константинович | Method of hydraulic fracturing of formation |
| EA015181B1 (en) * | 2005-12-05 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of formation protection while performing downhole operation |
| EA011447B1 (en) * | 2006-12-20 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method of automated heterogeneous proppant placement in subterranean formation |
| WO2008131540A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
| RU2008101051A (en) * | 2008-01-09 | 2009-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университ | METHOD FOR OPERATING HYDROCARBON DEPOSITS |
| RU2366805C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of development of hydrocarbon deposit |
| RU2369733C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrocarbon deposit operation |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531775C1 (en) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Seam hydro frac in well |
| RU2566345C1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method of formation hydraulic fracturing with water influx isolation in production wells |
| RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
| RU2550638C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer |
| RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2733561C2 (en) * | 2018-11-20 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working |
| RU2732891C1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Method for multi-stage hydraulic fracturing in well with horizontal termination |
| CN112647918A (en) * | 2020-12-29 | 2021-04-13 | 长江大学 | Hydraulic pulse reinforced hydraulic fracturing system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2618545C1 (en) | Method of hydraulic formation fracturing | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2480581C1 (en) | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |