RU2566542C1 - Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water - Google Patents
Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2566542C1 RU2566542C1 RU2014146083/03A RU2014146083A RU2566542C1 RU 2566542 C1 RU2566542 C1 RU 2566542C1 RU 2014146083/03 A RU2014146083/03 A RU 2014146083/03A RU 2014146083 A RU2014146083 A RU 2014146083A RU 2566542 C1 RU2566542 C1 RU 2566542C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- tubing string
- packer
- reservoir
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности, может быть использовано для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с подстилающим водоносным пластом.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular, can be used for hydraulic fracturing of a reservoir containing interlayers of clay with an underlying aquifer.
Известен способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010, бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.A known method of hydraulic fracturing of an impermeable subterranean formation (patent RU No. 2402679, IPC E21B 43/26, publ. 10/27/2010, bull. No. 30), including the injection of hydraulic fracturing fluid containing proppant particles through a well into a fracture created in an underground formation, this during the injection process provide a turbulent mode of fluid flow in the fracture by pumping a hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa · s with an injection speed of at least 8 m 3 / min, and the fluid contains proppant particles, the radius of which is determined by calculation, while preliminary, a low-viscosity fracturing fluid containing no proppant is pumped into the well, and after pumping the fracturing fluid with proppant particles, a hydraulic mixture with a proppant coated with a rubber shell is pumped into the fracture.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая надежность проведения гидроразрыва пласта, связанная с закачкой проппанта расчетного радиуса, при этом ошибка в расчете может привести к невозможности продавки проппанта в трещину и ее закрепления;- firstly, the low reliability of hydraulic fracturing associated with the injection of proppant estimated radius, while the error in the calculation may lead to the inability to push proppant into the fracture and its consolidation;
- во-вторых, прорыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации продуктивного пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.- secondly, a crack breakthrough in the presence of bottom water during hydraulic fracturing at intervals of perforation of the reservoir, which will cause a sharp watering of the well.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями (патент RU №2457323, МПК E21B 43/26, опубл. 27.07.2012, бюл. №21), включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с образованием трещины с последующим креплением трещины, при этом в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта (ПЗП) с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа. Недостатками способа являются:The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing of a low-permeability formation with clay interlayers (patent RU No. 2457323, IPC E21B 43/26, publ. 27.07.2012, bull. No. 21), including pumping through a well through a string of tubing (tubing) with a packer into the fracturing fluid reservoir with the formation of a crack followed by fixing of the crack, while a water-based foam system is used as the fracturing fluid, containing: 55-75% nitrogen, 1% potassium chloride solution and an aqueous surface-active solution th substance fracturing process of productive and folded impermeable interlayers, start at an initial density of the foam systems 0.25 g / cm 3, which by means of injection devices fracturing fluid with proppant fed through tubing in a bottomhole formation zone (PPP) from gradual increase in injection pressure to the maximum, and the maximum pressure created during hydraulic fracturing should be higher than the hydraulic fracturing pressure of productive layers, but lower than the hydraulic fracturing pressure of clay interlayers in this case, hydraulic fracturing cracks form in the PZP in the rocks — productive interlayers with the smallest critical fracture gradient, after which the fracturing is fixed by injection of a foam system with proppant, which is used as silica sand with a sand concentration in the foam system of 800 to 1000 g / l, bringing the final density of the foam system to 0.8 g / cm 3 , after hydraulic fracturing, the well is closed for a technological pause for 30 minutes, and at the wellhead, the tubing string is the choke is being walked on and the well is being worked out at the outflow; by adjusting the nozzle, the pressure in the tubing string is at least 1.5-2 MPa lower than the pressure at the time of shut-in at the outflow. The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью получения преждевременного «стопа», так как крепление трещины осуществляют с высокой концентрацией проппанта - кварцевого песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, при таких условиях транспортирующая способность жидкости-носителя (пены) резко снижается, что может закупорить трещину в призабойной зоне пласта;- firstly, the low reliability of the method associated with the high probability of obtaining a premature "stop", since the crack is fixed with a high concentration of proppant - quartz sand in the foam system from 800 to 1000 g / l with the final density of the foam system being brought to 0, 8 g / cm 3 , under such conditions, the transporting ability of the carrier fluid (foam) decreases sharply, which can clog the fracture in the bottomhole formation zone;
- во-вторых, низкая эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП) вследствие неполного разложения геля в трещине и частичного выноса остатков геля из трещины;- secondly, the low efficiency of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) due to incomplete decomposition of the gel in the fracture and partial removal of the gel residues from the fracture;
- в-третьих, низкая проводимость трещины вследствие ее крепления кварцевым песком;- thirdly, the low conductivity of the crack due to its fastening with quartz sand;
- в-четвертых, высокая вероятность прорыва трещины при проведении ГРП с большим расходом через перфорированный интервал по всей высоте пласта через глинистый прослой высотой h менее 4 м в водоносный пропласток, что вызовет резкое обводнение скважины.- fourthly, a high probability of a fracture breaking during hydraulic fracturing with a high flow rate through the perforated interval along the entire height of the formation through a clay interlayer height h less than 4 m into an aquifer, which will cause a sharp flooding of the well.
Техническими задачами предложения являются повышение надежности реализации способа, а также повышение эффективности проведения ГРП и повышение проводимости трещины в продуктивном пласте, исключение прорыва трещины при проведении ГРП в пласт с подошвенной водой.The technical objectives of the proposal are to increase the reliability of the implementation of the method, as well as to increase the efficiency of hydraulic fracturing and increase the conductivity of the fracture in the reservoir, to prevent fracture penetration during hydraulic fracturing in the formation with bottom water.
Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, включающим спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины.The tasks are solved by the method of hydraulic fracturing of a productive formation with a clay layer and bottom water, including the descent of the tubing string with a packer into the well, landing of the packer, hydraulic fracturing of the reservoir by pumping hydraulic fracturing fluid along the tubing string with a packer through the perforation interval into the reservoir with formation and subsequent fastening cracks, pressure relief from the well.
Новым является то, что до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3, причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля, причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.What is new is that before the tubing string with the packer is lowered into the well by geophysical methods, the orientation of the main maximum stress in the reservoir is determined, then perforation oriented in the direction of the main maximum stress is carried out in the upper half of the reservoir, then the lower half of the reservoir is cut, the column is lowered Tubing with a packer into the well so that the lower end of the tubing string is at the level of the roof of the reservoir, the packer is planted, a guide equal fracture of the formation by pumping a hydraulic fracturing fluid along the tubing string, using a linear gel with a flow rate of 0.3 m 3 / min to create a crack in the reservoir, then fix the cracks in the reservoir in four cycles by alternating pumping along the tubing string through an oriented interval perforation of the reservoir with equal portions of a linear gel with a 20/40 mesh lightweight proppant and equal portions of a crosslinked gel with the addition of NaCl salt with a concentration of 400 kg / m 3 , and equal portions of a crosslinked gel by volume it is twice less than equal portions of the linear gel, and the number of equal portions of the crosslinked gel is one portion less than equal portions of the linear gel, and the concentration of lightweight proppant 20/40 mesh in the linear gel is stepwise increased by 100 kg / m 3 from the first to third portions in each cycle, starting from a concentration of 100 kg / m 3 , in the last fourth cycle, one portion of a linear gel is injected containing a 16/20 mesh lightweight proppant with a concentration of 400 kg / m 3 , and then a 15% aqueous hydrochloric acid solution is injected and sold into the crack productive formation in a volume equal to half the sum of the volumes of linear and crosslinked gels injected into the crack during the process of fixing the crack.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
На фигуре изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, где 1 - добывающая скважина; 2 - продуктивный пласт высотой Н, м; 3 - глинистый прослой (непроницаемый пропласток); 4 - подошвенная вода (водоносный пропласток); 5 - существующая перфорация продуктивного пласта 2 (до реализации способа); 6 - ориентированная перфорация в верхней половине (1/2Н) продуктивного пласта 2 (в процессе реализации способа); 7 - устройство для отсечения нижней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2; 8 - колонна НКТ; 9 - пакер; 10 - трещина гидравлического разрыва пласта; 11′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 100 кг/м3; 11′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;The figure shows the proposed method of hydraulic fracturing of a reservoir with a clay layer and bottom water, where 1 is a producing well; 2 - productive layer with a height of N, m; 3 - clay layer (impermeable layer); 4 - plantar water (aquifer); 5 - existing perforation of the reservoir 2 (before the implementation of the method); 6 - oriented perforation in the upper half (1 / 2H) of the reservoir 2 (during the implementation of the method); 7 - a device for cutting off the lower half (1 / 2H) of the reservoir 2; 8 - tubing string; 9 - packer; 10 - hydraulic fracturing fracture; 11 ′ - a portion of a linear gel with a lightweight proppant 20/40 mesh concentration of 100 kg / m 3 ; 11 ′ ′ - a portion of a linear gel with a lightweight proppant 20/40 mesh concentration of 200 kg / m 3 ;
11′′′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3; 11′′′′ - порция линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3; 12′, 12′′, 12′′′ - порции сшитого геля с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3.11 ′ ′ ′ ′ - a portion of a linear gel with a lightweight proppant 20/40 mesh concentration of 300 kg / m 3 ; 11 ′ ′ ′ ′ - a portion of a linear gel containing lightweight proppant 16/20 mesh with a concentration of 400 kg / m 3 ; 12 ′, 12 ′ ′, 12 ′ ′ ′ - portions of a cross-linked gel with the addition of salt (NaCl) with a concentration of 400 kg / m 3 .
Добывающая скважина 1 (см. фиг. 1) вскрыла продуктивный пласт 2 высотой Н, например, Н=6 м с глинистым прослоем 3 (непроницаемым пропластком), ниже которого находится подошвенная вода (водоносный пропласток) 4. Продуктивный пласт 2 добывающей скважины 1 через существующую перфорацию 5 эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фиг. 1 и 2 не показан). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимо проведение работ по интенсификации добычи нефти из продуктивного пласта 2 добывающей скважины 1. С этой целью производят ГРП продуктивного пласта 2. Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фиг. 1 и 2 не показано) и реализуют предлагаемый способ следующим образом. До спуска в скважину 1 колонны НКТ 8 с пакером 9 (см. фиг. 1) в скважине 1 геофизическими методами, например методом кроссдипольной акустики определяют ориентацию главного максимального напряжения (σmax) в продуктивном пласте 2.Production well 1 (see Fig. 1) revealed a productive formation 2 of height H, for example, N = 6 m with a clay layer 3 (impermeable layer), below which there is bottom water (an aquifer) 4. Productive formation 2 of a production well 1 through the existing perforation 5 is operated, for example, by a sucker rod pump (not shown in FIGS. 1 and 2). During operation, the flow rate in production well 1 decreases rapidly, and therefore it is necessary to intensify oil production from productive formation 2 of production well 1. To this end, hydraulic fracturing of productive formation 2 is carried out. For this, production equipment is removed from the well (Fig. 1 and 2 is not shown) and implement the proposed method as follows. Prior to the descent into the well 1 of the tubing string 8 with packer 9 (see Fig. 1) in the well 1, the orientation of the main maximum stress (σ max ) in the reservoir 2 is determined by geophysical methods, for example, cross-dipole acoustics.
Затем в верхней половине продуктивного пласта 2 высотой (1/2Н)=(1/2)·6=3 м осуществляют перфорацию 6, ориентированную в направлении главного максимального напряжения σmax. Для этого на технологической колонне труб (на фиг. не показана) спускают перфоратор любой известной конструкции, позволяющий производить ориентированную перфорацию, ориентируют перфоратор в направлении главного максимального напряжения σmax и перфорируют интервал верхней 1/3 высоты (Н) продуктивного пласта 2 с образованием перфорационных отверстий (ориентированной перфорации) 6, например, четырех отверстий диаметром 20 мм. Извлекают из скважины 1 колонну технологических труб с перфоратором.Then, in the upper half of the reservoir 2 of height (1 / 2H) = (1/2) · 6 = 3 m, perforation 6 is oriented in the direction of the main maximum stress σ max . To do this, a perforator of any known design is allowed to be lowered on a technological pipe string (not shown in Fig.), Which allows for oriented perforation, the perforator is oriented in the direction of the main maximum stress σ max, and the upper 1/3 of the height (N) of the productive formation 2 is perforated to form holes (oriented perforation) 6, for example, four holes with a diameter of 20 mm 1 column of process pipes with a perforator is removed from the well.
Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта 2 высотой (1/2 Н) = (1/2)·6 м = 3 м скважины 1 посадкой устройства 7, например, извлекаемой пакер-пробки конструкции института «ТатНИПИнефть» (Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма), которую спускают в скважину 1 на технологической колонне труб (на фиг. не показана), после чего осуществляют посадку извлекаемой пакер-пробки в скважине в интервале половины высоты (1/2Н) продуктивного пласта 2, либо отсыпают кварцевым песком (на фиг. не показан) нижнюю часть ствола скважины до интервала нижней половины высоты (1/2 Н) продуктивного пласта 2. Отсечение нижней половины высоты (1/2Н), равной 3 м, продуктивного пласта 2 скважины 1 необходимо для исключения влияния гидроразрывной жидкости на всю высоту - Н=6 м продуктивного пласта 2 и исключения развития трещины вниз через непроницаемый пропласток 3 в водоносный пропласток 4, высотой h менее 4 м. Спускают колонну НКТ 8 с пакером 9 в скважину 1 так, чтобы нижний конец колонны НКТ 8 находился на уровне кровли 9′ продуктивного пласта 2. Производят посадку пакера 9 в скважине 1.Then, the lower half of the reservoir 2 is cut off with a height of (1/2 N) = (1/2) · 6 m = 3 m of well 1 by planting device 7, for example, a retrievable packer plug designed by the TatNIPIneft Institute (Russia, Republic of Tatarstan, g . Bugulma), which is lowered into the well 1 on the technological pipe string (not shown in FIG.), After which the retrievable packer plug is planted in the well in the interval of half the height (1 / 2H) of the productive formation 2, or it is covered with quartz sand (on Fig. not shown) the lower part of the wellbore to the interval of the lower halves s height (1/2 N) of the productive formation 2. Cutting off the lower half height (1 / 2H) of 3 m of the productive formation 2 of the well 1 is necessary to exclude the effect of hydraulic fracturing fluid on the entire height - N = 6 m of the productive formation 2 and exceptions the development of a crack downward through an impermeable interlayer 3 into an aquiferous interlayer 4, with a height h less than 4 m. The tubing string 8 with packer 9 is lowered into well 1 so that the lower end of the tubing string 8 is at the level of the roof 9 ′ of productive formation 2. Packer 9 is planted in the well 1.
Определяют общий объем гидроразрывной жидкости по следующей формуле:The total volume of hydraulic fracturing fluid is determined by the following formula:
где Vr - общий объем гидроразрывной жидкости, в качестве которой применяют линейный гель, м3;where V r is the total volume of hydraulic fracturing fluid, which is used as a linear gel, m 3 ;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;k = 11-12 - transfer coefficient, m 3 / m, we take k = 11;
Нп - высота интервала ориентированной перфорации продуктивного пласта 2, м.N p - the height of the interval of oriented perforation of the reservoir 2, m
В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств продуктивного пласта 2, в котором производят гидравлический разрыв пласта.In this formula, the conversion coefficient is obtained experimentally and depends on the physicochemical properties of the productive formation 2, in which hydraulic fracturing is performed.
Верхняя половина высоты (Н) продуктивного пласта 2 равна (1/2)·6=3 м.The upper half of the height (N) of the reservoir 2 is (1/2) · 6 = 3 m.
Подставляя в формулу Vr=k·Нп, получаем общий объем гидроразрывной жидкости:Substituting in the formula V r = k · N p , we obtain the total volume of hydraulic fracturing fluid:
Линейный гель, например динамической вязкостью 30 сП, готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 118).A linear gel, for example with a dynamic viscosity of 30 cP, is prepared on water-soluble polymers of various nature of any known composition (see Ryabokon S. A. Technological fluids for completion and repair of wells. - Krasnodar: OAO NPO Burenie, 2006. - P. 118) .
Осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ 8 через ориентированную перфорацию 6 в интервале верхней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2 гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины 10 в продуктивном пласте 2.Hydraulic fracturing is carried out by pumping along the tubing string 8 through oriented perforation 6 in the interval of the upper half (1 / 2H) of the producing formation 2 of the fracturing fluid, which is used as a linear gel with a flow rate of 0.3 m 3 / min with the creation of a crack 10 in the producing formation 2.
Использование линейного геля и его закачка в продуктивный пласт 2 в направлении главного максимального напряжения σmax с расходом 0,3 м3/мин минимизируют развитие трещины 10 вниз и исключают прорыв трещины в водоносный пропласток 4 через непроницаемый пропласток 3, когда толщина последнего менее 4 м. Например, в процессе образования трещины 10 по колонне НКТ 8 в продуктивный пласт 2 была закачана гидроразрывная жидкость - линейный гель в объеме, например, 16 м3.The use of a linear gel and its injection into the reservoir 2 in the direction of the main maximum stress σ max with a flow rate of 0.3 m 3 / min minimize the development of the crack 10 down and prevent the crack from breaking into the aquiferous interlayer 4 through an impermeable interlayer 3, when the thickness of the latter is less than 4 m For example, during the formation of a crack 10 along a tubing string 8, hydraulic fracturing fluid — a linear gel in the volume, for example, 16 m 3 — was pumped into the reservoir 2.
Далее производят крепление трещины 10 в продуктивном пласте 2 в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ 8 через 1/3 толщины (Н) ориентированной перфорации 6 продуктивного пласта 2 равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3. Равные порции сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′.Next, fasten the crack 10 in the reservoir 2 in four cycles by alternating pumping through the tubing string 8 through 1/3 of the thickness (H) of the perforation 6 of the reservoir 2 in equal portions of a linear gel with lightweight proppant 20/40 mesh and equal portions of cross-linked gel with the addition of salts (NaCl) with a concentration of 400 kg / m 3 . Equal servings of crosslinked gel 12 ′; 12''; 12 ′ ′ ′ in volume is two times less than equal portions of linear gel 11 ′; eleven'';eleven'''; 11 ′ ′ ′ ′, and the number of equal servings of the crosslinked gel is 12 ′; 12''; 12 ′ ′ ′ is one serving less than equal servings of linear gel 11 ′; eleven'';eleven''';eleven''''.
Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину 10 в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.The concentration of lightweight proppant 20/40 mesh in a linear gel is gradually increased by 100 kg / m 3 with the first to third servings in each cycle, starting from a concentration of 100 kg / m 3 , in the last fourth cycle one portion of a linear gel containing lightweight proppant is pumped 16/20 mesh with a concentration of 400 kg / m 3 , and then pump and push a 15% aqueous hydrochloric acid solution into the crack 10 in an amount equal to half the sum of the volumes of linear and crosslinked gels pumped into the crack during crack fixing.
Таким образом, после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2 процесс ее крепления осуществляют следующим образом.Thus, after the formation of cracks 10 in the reservoir 2, the process of its fastening is as follows.
Оставшийся объем гидроразрывной жидкости (линейного геля) после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2:36 м3-16 м3 = 20 м3 делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 20 м3/4 = 5 м 3.The remaining volume of hydraulic fracturing fluid (linear gel) after crack 10 is formed in the reservoir 2:36 m 3 -16 m 3 = 20 m 3 is divided into equal portions for alternating injection in four cycles, i.e. 20 m 3/4 = 5 m3.
Кроме того, готовят сшитый гель из условия, что равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, т.е. в объеме: (5 м3·3)/2=7,5 м3.In addition, a cross-linked gel is prepared from the condition that equal portions of the cross-linked gel are 12 ′; 12''; 12 ′ ′ ′ in volume is two times less than equal portions of linear gel 11 ′; eleven'';eleven'''; 11 ′ ′ ′ ′, and the number of equal servings of the crosslinked gel is 12 ′; 12''; 12 ′ ′ ′ is one serving less than equal servings of linear gel 11 ′; eleven'';eleven'''; 11 ′ ′ ′ ′, i.e. in volume: (5 m 3 · 3) / 2 = 7.5 m 3 .
Объем сшитого геля, равный 15 м3, делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 7,5 м3/3=2,5 м3.A volume of crosslinked gel equal to 15 m 3 is divided into equal portions for alternating injection in four cycles, i.e. 7.5 m 3/3 = 2.5 m 3 .
Например, применяют сшитый гель на углеводородной основе с динамической вязкостью 150 сП (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 153).For example, a cross-linked hydrocarbon-based gel with a dynamic viscosity of 150 cP is used (see Ryabokon S. A. Technological fluids for completion and repair of wells. - Krasnodar: OAO NPO Bureniye, 2006. - P. 153).
Далее по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят в три цикла чередующуюся закачку:Then, along the tubing string 8 into the fracture 10 of the reservoir 2, an alternating injection is carried out in three cycles:
- порцию 11′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш с концентрацией 100 кг/м3;- a portion of 11 ′ linear gel in a volume of 5 m 3 with a lightweight proppant 20/40 mesh with a concentration of 100 kg / m 3 ;
- порцию 12′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 для увеличения плотности сшитого геля;- a portion of 12 ′ crosslinked gel in a volume of 2.5 m 3 with the addition of salt (NaCl) in a concentration of 400 kg / m 3 to increase the density of the crosslinked gel;
- порцию 11′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;- a portion of 11 ″ linear gel in a volume of 5 m 3 with a lightweight proppant 20/40 mesh concentration of 200 kg / m 3 ;
- порцию 12′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля;- a portion of 12 ″ crosslinked gel in a volume of 2.5 m 3 with the addition of salt (NaCl) concentration of 400 kg / m 3 to increase the density of the crosslinked gel;
- порцию 11′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3;- a portion of 11 ″ ″ linear gel in a volume of 5 m 3 with a lightweight proppant 20/40 mesh concentration of 300 kg / m 3 ;
- порцию 12′′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля.- a portion of 12 ″ ″ crosslinked gel in a volume of 2.5 m 3 with the addition of salt (NaCl) concentration of 400 kg / m 3 to increase the density of the crosslinked gel.
В последнем четвертом цикле по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят чередующуюся закачку:In the last fourth cycle, along the tubing string 8 into the fracture 10 of the reservoir 2, an alternating injection is performed:
- порции 11′′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 16/20 меш концентрацией 400 кг/м3;- portions of 11 ″ ″ linear gel in a volume of 5 m 3 with lightweight proppant 16/20 mesh with a concentration of 400 kg / m 3 ;
- 15% водного раствора соляной кислоты, в объеме равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину 10 в процессе крепления трещины 10, т.е. 20 м3+7,5 м3/2=27,5 м3/2=13,75 м3. После чего продавливают 15% водный раствор соляной кислоты в объеме 13,75 м3 в трещину 10 закачкой в колонну НКТ 8 технологической жидкости, например, пресной воды в полуторакратном объеме колонны НКТ 8, например 4,5 м3.- 15% aqueous solution of hydrochloric acid, in an amount equal to half the sum of the volumes of linear and crosslinked gels injected into the crack 10 during the fastening of the crack 10, i.e. 20 m 3 7.5 m 3/2 = 27.5 m 3/2 = 13.75 m 3. After that, a 15% aqueous solution of hydrochloric acid is pushed in a volume of 13.75 m 3 into the crack 10 by pumping into the tubing string 8 a process fluid, for example, fresh water in a 1.5 times volume of the tubing string 8, for example 4.5 m 3 .
Закачку 15% водного раствора соляной кислоты осуществляют для разрушения в скважине линейного и сшитого гелей до значения вязкости воды и лучшего удаления остатков геля и растворенной соли из трещины 10 в продуктивном пласте после ее закрепления. Облегченный высокопроницаемый проппант фракций 16/20 и 20/40 меш, стойкий к влиянию кислот, изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются «Карбо Керамике (Евразия)» (г. Копейск, Челябинская обл., Россия). Соляная кислота выпускается по ГОСТ 857-95.The injection of a 15% aqueous hydrochloric acid solution is carried out to destroy the linear and crosslinked gels in the well to the viscosity of the water and to better remove the remaining gel and dissolved salt from the fracture 10 in the reservoir after it has been fixed. Lightweight highly permeable proppant of fractions 16/20 and 20/40 mesh, resistant to the influence of acids, are made according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Specifications ”and are issued by“ Karbo Ceramics (Eurasia) ”(Kopeisk, Chelyabinsk Region, Russia). Hydrochloric acid is produced in accordance with GOST 857-95.
В процессе реализации предлагаемого способа плотность закачиваемой смеси линейного геля (динамической вязкостью 30 сП) с облегченным проппантом, в зависимости от указанных концентраций, находится в диапазоне 1033-1115 кг/м3 (низкая плотность), а плотность сшитого геля (динамической вязкостью 150 сП) с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3 составляет 1181 кг/м3 (высокая плотность). Поэтому из-за более высокой вязкости и плотности сшитый гель оседает в нижней части трещины 10 продуктивного пласта 2 и образует своеобразную «подушку», которая, с одной стороны, предотвращает развитие трещины 10 вниз в процессе ее крепления, а с другой, снижает фильтрацию линейного геля в нижележащий глинистый прослой 3, что позволяет сохранить транспортирующую способность линейного геля и исключает закупоривание трещины 10 в призабойной зоне продуктивного пласта 2, что позволяет исключить вероятность возникновения преждевременного «стопа» в процессе крепления трещины и таким образом повысить надежность реализации способа. В результате повышается эффективность проведения ГРП, так как исключается смыкание трещины 10 вследствие равномерного заполнения (крепления) трещины 10 облегченным проппантом путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации.In the process of implementing the proposed method, the density of the injected linear gel mixture (dynamic viscosity 30 cP) with lightweight proppant, depending on the indicated concentrations, is in the range of 1033-1115 kg / m 3 (low density), and the density of the crosslinked gel (dynamic viscosity 150 cP ) with the addition of sodium chloride salt (NaCl) with a concentration of 400 kg / m 3 is 1181 kg / m 3 (high density). Therefore, due to its higher viscosity and density, the cross-linked gel settles in the lower part of the crack 10 of the productive formation 2 and forms a kind of “pillow”, which, on the one hand, prevents the development of the crack 10 down during its attachment, and on the other hand, reduces the linear filtration gel into the underlying clay layer 3, which allows you to save the transporting ability of the linear gel and eliminates clogging of the cracks 10 in the bottom-hole zone of the productive formation 2, which eliminates the likelihood of premature "stop a "in the process of fixing the crack and thus increase the reliability of the implementation of the method. As a result, the efficiency of hydraulic fracturing is increased, since the closure of the crack 10 is eliminated due to the uniform filling (fastening) of the crack 10 with lightened proppant by portion injection and proppant pushing into the fracture with a stepwise increase in its concentration.
Закачка соляной кислоты после крепления трещины 10 позволяет повысить проводимость трещины, так как соляная кислота, вступая в химическую реакцию с линейным и сшитым гелями, обеспечивает полное их разрушение, а полный вынос остатков продуктов реакции из трещины 10 обеспечивается при последующем освоении скважины 1. Далее производят стравливание давления из скважины 1. Производят распакеровку пакера 9 в скважине 1 и ее извлечение с колонной НКТ 8 из скважины 1. Затем восстанавливают проходимость ствола скважины 1. Для этого производят удаление устройства, т.е. извлекаемой пакер-пробки 7 из скважины, спуском ловителя на кабеле (на фиг. не показано) или вымывание кварцевого песка из скважины спуском технологической колонны труб.The injection of hydrochloric acid after fixing the fracture 10 makes it possible to increase the conductivity of the fracture, since hydrochloric acid, entering a chemical reaction with linear and crosslinked gels, ensures their complete destruction, and the complete removal of the residual reaction products from the fracture 10 is ensured during the subsequent development of well 1. Next, produce pressure relief from the well 1. Unpack the packer 9 in the well 1 and unpack it with the tubing string 8 from the well 1. Then the patency of the wellbore 1 is restored. To do this, remove device, i.e., extractable packer plugs 7 from the well, by lowering the catcher on the cable (not shown in FIG.) or flushing quartz sand from the well by lowering the process pipe string.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой позволяет:The proposed method of hydraulic fracturing of the reservoir with a clay layer and bottom water allows you to:
- повысить надежность реализации способа за счет исключения преждевременного появления «стопа» путем закачки циклической чередующейся порции линейного геля с облегченным проппантом (низкой плотности) и сшитого геля с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 (высокой плотности);- to increase the reliability of the implementation of the method by eliminating the premature appearance of a “stop” by injecting a cyclic alternating portion of a linear gel with lightweight proppant (low density) and a crosslinked gel with the addition of sodium chloride (NaCl) concentration of 400 kg / m 3 (high density);
- повысить эффективность проведения ГРП за счет исключения смыкания трещины вследствие равномерного распределения облегченного проппанта в трещине путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации;- increase the efficiency of hydraulic fracturing by eliminating the closure of the fracture due to the uniform distribution of lightweight proppant in the fracture by portion injection and pushing proppant into the fracture with a stepwise increase in its concentration;
- повысить проводимость трещины в продуктивном пласте вследствие разложения геля в трещине путем закачки в нее водного раствора соляной кислоты с последующим полным извлечением из трещины разложенного геля;- increase the conductivity of the fracture in the reservoir due to the decomposition of the gel in the fracture by pumping an aqueous solution of hydrochloric acid into it, followed by complete removal of the decomposed gel from the fracture;
- исключение прорыва трещины в водоносный пропласток в процессе ГРП за счет ориентированной перфорации в верхней половине продуктивного пласта с последующим проведением ГРП в верхней половине трещины при отсеченной нижней половине продуктивного пласта, поэтому расклинивающий эффект и закрепление трещины происходят по верху трещины, что снижает распространение роста трещины вниз.- the exception of a breakthrough of a crack into an aquifer in the course of hydraulic fracturing due to oriented perforation in the upper half of the reservoir with subsequent hydraulic fracturing in the upper half of the fracture with the cut off lower half of the reservoir, therefore, the wedging effect and fixing of the crack occur along the top of the crack, which reduces the propagation of crack growth way down.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2566542C1 true RU2566542C1 (en) | 2015-10-27 |
Family
ID=54362298
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2566542C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613689C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2618544C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2618545C1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic formation fracturing |
| RU2622961C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing |
| RU2644807C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2652399C1 (en) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2656255C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone |
| RU2723806C1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for hydraulic fracturing of oil, gas or gas condensate formation |
| RU2737455C1 (en) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges |
| RU2741883C1 (en) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Low-permeability formation development method |
| RU2754209C2 (en) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Method for stimulating oil and gas reservoirs |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
| RU2410529C1 (en) * | 2009-06-16 | 2011-01-27 | Кустышев Александр Васильевич | Recovery method of water-producing oil-and-gas well in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2453694C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2457323C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
-
2014
- 2014-11-17 RU RU2014146083/03A patent/RU2566542C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
| RU2410529C1 (en) * | 2009-06-16 | 2011-01-27 | Кустышев Александр Васильевич | Recovery method of water-producing oil-and-gas well in conditions of abnormally low formation pressures |
| RU2457323C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers |
| RU2453694C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2613689C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2618545C1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic formation fracturing |
| RU2618544C1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon |
| RU2622961C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing |
| RU2656054C1 (en) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2644807C1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of a reservoir |
| RU2652399C1 (en) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces |
| RU2656255C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone |
| RU2723806C1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for hydraulic fracturing of oil, gas or gas condensate formation |
| RU2737455C1 (en) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges |
| RU2754209C2 (en) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Method for stimulating oil and gas reservoirs |
| RU2741883C1 (en) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Low-permeability formation development method |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| WO2020243172A1 (en) | Proppant-free hydraulic fracturing | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2618545C1 (en) | Method of hydraulic formation fracturing | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2644807C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of a reservoir | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft |