RU2667561C1 - Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole - Google Patents

Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole Download PDF

Info

Publication number
RU2667561C1
RU2667561C1 RU2017136233A RU2017136233A RU2667561C1 RU 2667561 C1 RU2667561 C1 RU 2667561C1 RU 2017136233 A RU2017136233 A RU 2017136233A RU 2017136233 A RU2017136233 A RU 2017136233A RU 2667561 C1 RU2667561 C1 RU 2667561C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
interval
reservoir
pipe string
hydraulic fracturing
Prior art date
Application number
RU2017136233A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Арслан Валерьевич Насыбуллин
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017136233A priority Critical patent/RU2667561C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2667561C1 publication Critical patent/RU2667561C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Abstract

FIELD: mining.SUBSTANCE: invention relates to methods of hydraulic fracturing in open boreholes of horizontal wells that have opened up a multi-layer productive oil reservoir with low filtration-capacity properties with plantar water in carbonate rocks. Method includes drilling a well in a productive formation, determining the reservoir properties and identifying reservoir intervals with low reservoir rock properties, running the tubing string into the well, performing interval HF in an open wellbore by forming perforations and cracks by injecting a gelled fracturing fluid. At the mouth of the well, the following arrangement is set up from the bottom of the pipe string: a plug, a jet nozzle with nozzles, a bypass valve, a shank, a process packer; run the pipe string with the arrangement into the inclined wellbore so that the nozzles of the jetting nozzle are located opposite the interval with low filtration and capacitive properties corresponding to the upper productive formation, carry out HF in this interval, fracturing is generated by pumping a gelled liquid, which is used as the gelled acid, and fixing the fracture with proppant, at the end of the HF, move pipe string to the next interval with low filtration-capacitive properties corresponding to the underlying productive formation, and carry out HF with fracture formation and proppant crack attachment, likewise moving the pipe string with the arrangement to the bottom of the well, perform HF in the remaining intervals with low filtration-capacitive properties in the corresponding lower-lying productive formations, and with each subsequent execution of the interval HF, the length of the formed fracture is reduced by reducing the volumes of injected gelled acid and the concentration of proppant to fix the formed fracture in each interval of the HF, and a 40/70 mesh proppant is used, after the completion of the HF, a ball is dropped into the tubing string, the pressure in the tubing string is sufficient to break the shear bolt of the bypass valve, while the relief valve sleeve moves downwardly and seals the nozzles of the jetting nozzle from the inside, plant the technological packer in the cased part of the well and develop the well with a decrease in the liquid level to 1,000 m, with the pumping of liquid from the borehole into the chute tank in a volume of 25 m, with sampling at pH, if the pH value is less than 4, continue pumping to a pH of more than 4, with sampling every 10 mof the evacuated liquid, after which the development of the well is stopped, the process packer is unpacked and the tubing string is removed with the assembly from the well.EFFECT: technical result is increased efficiency of the method in a multi-layer reservoir with plantar water.1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of hydraulic fracturing in open trunks of horizontal wells that have discovered a multilayer productive oil reservoir with low filtration-capacitive properties with bottom water in carbonate rocks.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (RU №2311528, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.11.2007 в бюл. №33), включающий вскрытие пласта вертикальной или наклонной скважиной, размещение в ней в заданном интервале пласта гидромониторного инструмента с серией струйных насадок, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны. Гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуют при давлении в обсадной колонне ниже бокового горного давления. В качестве рабочей жидкости используют жидкость, родственную пластовой жидкости.A known method of hydraulic fracturing (RU No. 2311528, IPC ЕВВ 43/26, publ. 11/27/2007 in bull. No. 33), including opening the formation of a vertical or inclined well, placing in it a predetermined interval of the formation of a hydraulic monitoring tool with a series of jet nozzles, the injection of working fluid through the jet nozzles of a hydraulic monitoring tool for the formation of caverns in the reservoir, the subsequent fracture of the reservoir from the caverns due to the braking pressure of the jet in them, using a hydraulic monitoring tool with a series of jet nozzles located along tool in two lines with phasing 180 ° and the distance between the nozzles in a line of not more than two diameters of the casing string. The hydromonitor tool is rotated at a predetermined angle to change the direction of development of each subsequent crack, while cracks form at a pressure in the casing below the lateral rock pressure. As a working fluid, a fluid related to the formation fluid is used.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, применение для создания направления трещин перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП) гидропескоструйной перфорации, которая производит вскрытие обсадной колонны и продуктивного пласта рабочей жидкостью (смесь песка с водой). В процессе вскрытия продуктивного пласта терригенного типа, содержащего глинистые пропластки и глинистый цемент (карбонатный цемент), происходит их взаимодействие с водой, что приводит к набуханию глины и выпадению в осадок солей, а впоследствии к снижению проницаемости породы, что оказывает отрицательное влияние на образование щелей (каверн) и на проведение ГРП по закачке жидкости разрыва и песконосителя;- firstly, the application for creating the direction of cracks before hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) of sandblasting perforation, which performs the opening of the casing and the reservoir with a working fluid (a mixture of sand and water). In the process of opening a terrigenous type reservoir containing clay interlayers and clay cement (carbonate cement), they interact with water, which leads to clay swelling and salt precipitation, and subsequently to a decrease in rock permeability, which negatively affects the formation of cracks (caverns) and for hydraulic fracturing for injection of fracturing fluid and sand carrier;

- во-вторых, осаждение песка по всей длине горизонтального ствола скважины в процессе проведения гидропескоструйной перфорации для создания направления ГРП, что требует проведения дополнительных работ по промывке скважины перед проведением ГРП.- secondly, the deposition of sand along the entire length of the horizontal wellbore during the sandblasting perforation to create the direction of hydraulic fracturing, which requires additional washing of the well before hydraulic fracturing.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины (RU №2537719, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.01.2015 в бюл. №1), включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью ГРП в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом. При проведении очередного гидравлического разрыва участок, через который производят ГРП, изолируют от остальной части колонны пакером. В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород. По окончании бурения на устье скважины на нижний конец колонны труб устанавливают заглушку с механическим пакером, а выше располагают гидромониторную насадку с соплами. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала нефтенасыщенной части пласта, ближайшего к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Производят посадку механического пакера в горизонтальном стволе. С устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают технологическую жидкость и определяют давление гидроразрыва породы в заданном интервале горизонтального ствола, производят распакеровку, перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, аналогичным образом определяют давление гидроразрыва пород в других интервалах нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление ГРП, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта. После падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления ГРП для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта. Производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения ГРП с образованием и развитием трещин.The closest in technical essence and the achieved result is a method of multiple hydraulic fracturing in an open horizontal wellbore (RU No. 2537719, IPC ЕВВ 43/267, published January 10, 2015 in Bull. No. 1), including drilling a horizontal wellbore in the oil-saturated part productive formation of the well, the descent of the pipe string into the well, the formation of perforation channels and cracks using hydraulic fracturing in the horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore, communicating horizontal wellbore with a reservoir. During the next hydraulic fracturing, the section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column with a packer. In the process of drilling a horizontal wellbore, the reservoir properties of the rocks are determined and the intervals of the reservoir with low reservoir properties of the rocks are identified. After drilling at the wellhead, a plug with a mechanical packer is installed on the lower end of the pipe string, and a nozzle with a nozzle is placed above it. The pipe string is lowered into the well so that the nozzles of the hydraulic nozzle are located opposite the interval of the oil-saturated part of the formation closest to the bottom of the well with low filtration and capacitive properties. A mechanical packer is planted in a horizontal trunk. Technological fluid is pumped from the wellhead using a pumping unit and rock fracture pressure is determined in a predetermined horizontal hole interval, unpacking is carried out, the pipe string is moved from the bottom to the wellhead to the next interval of the oil-saturated part of the formation with low filtration-capacitive properties, the fracture pressure is similarly determined in other intervals of the oil-saturated part of the reservoir with low reservoir properties, then determine the volume of gelled fluid fracture and acid for each interval of the oil-saturated part of the reservoir with low filtration-capacitive properties. Then the pipe string is moved to the interval of the reservoir, closest to the bottom of the well, with low filtration and capacitive properties. A mechanical packer is planted, the gelled fracture fluid is pumped from the wellhead using a pump unit through the pipe string through nozzles of the hydraulic nozzle and perforation channels are formed, after which, without stopping the gelation fracture fluid being pumped through the pipe string, the hydraulic fracturing pressure is created corresponding to this interval of the oil-saturated part productive formation. After a drop in the injection pressure of the gelled fracture fluid in the pipe string by 30%, hydraulic fractures form; for this, acid with a variable flow rate is pumped into the annular space of the well to maintain the injection pressure of the gelled fracture fluid in the pipe string by 10% less than the hydraulic fracturing pressure for this interval of the oil-saturated part productive formation. Unpacking is carried out and the pipe string is moved from the bottom to the mouth to the next interval of the oil-saturated part of the formation with low reservoir properties of the rocks to form perforation channels and hydraulic fracturing with the formation and development of cracks.

Недостатки способа:The disadvantages of the method:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа в многопластвовой залежи с подошвенной водой ввиду прорыва трещины ГРП при ее создании в водоносный пласт и обводнения продукции скважины;- firstly, the low efficiency of the implementation of the method in a multi-layer reservoir with bottom water due to the fracture of a hydraulic fracture when it is created in an aquifer and watering well production;

- во-вторых, быстрое снижение добывных возможностей скважины после проведения ГРП, так как эффект от проведения поинтервального ГРП кратковременный. Это связано с отсутствием крепления трещин после их формирования и протравливания кислотой. После введения скважины в эксплуатацию трещины стягиваются, что ограничивает приток нефти в открытый ствол скважины;- secondly, a rapid decrease in the production capacity of the well after hydraulic fracturing, since the effect of the interval fracturing is short-term. This is due to the lack of fastening of cracks after their formation and etching with acid. After the well is put into operation, the cracks are compressed, which limits the flow of oil into the open wellbore;

- в-третьих, низкая надежность реализации способа, так как с высокой вероятностью произойдет потеря герметичности пакера в открытом стволе скважины, что приведет к невозможности проведения ГРП в заданном интервале;- thirdly, the low reliability of the implementation of the method, since it is highly likely that the packer will lose tightness in the open borehole, which will lead to the impossibility of hydraulic fracturing in a given interval;

- в-четвертых, сложность и длительность процесса реализации способа, связанные с посадкой и распакеровкой пакера в каждом интервале ГРП, кроме того, необходима закачка кислоты с переменным расходом в кольцевое пространство скважины для обеспечения поддержания давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления ГРП для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта;- fourthly, the complexity and duration of the process of implementation of the method associated with the landing and unpacking of the packer in each fracturing interval, in addition, it is necessary to inject acid with a variable flow rate into the annular space of the well to ensure that the pressure of injection of gelled fracturing fluid along the pipe string is 10% less hydraulic fracturing pressure for a given interval of the oil-saturated part of the reservoir;

- в-пятых, скважину не осваивают после ГРП, что снижает качество проведенного ГРП, выражающееся в недоборе потенциального дебита скважины, при этом для освоения скважины необходим повторный спуск инструмента.- fifthly, the well is not mastered after hydraulic fracturing, which reduces the quality of hydraulic fracturing, which is expressed in the shortage of the potential production rate of the well, while re-launching the tool is necessary to develop the well.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности проведения ГРП в многопластовой залежи нефти с подошвенной водой, добывных возможностей скважины, повышение надежности реализации способа, а также упрощение и сокращение длительности реализации способа с возможностью освоения скважины сразу после проведения поинтервального ГРП за один спуск инструмента (колонны труб с соответствующим оборудованием).The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of hydraulic fracturing in a multilayer oil reservoir with bottom water, production capabilities of the well, increase the reliability of the method, and simplify and reduce the duration of the method with the possibility of developing the well immediately after the interval hydraulic fracturing for one run of the pipe string appropriate equipment).

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в открытом стволе наклонной скважины, включающим бурение скважины в продуктивном пласте, определение фильтрационно-емкостных свойств пород и выявление интервалов продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, спуск колонны труб в скважину, проведение поинтервального ГРП в открытом стволе скважины путем формирования перфорационных каналов и трещин закачкой гелированной жидкости разрыва.The stated technical problems are solved by the method of multiple hydraulic fracturing - hydraulic fracturing in an open wellbore of an inclined well, including drilling a well in a productive formation, determining the reservoir properties of the rocks and identifying intervals of the reservoir with low reservoir properties of the rocks, lowering the pipe string into the well, interval fracturing in an open wellbore by forming perforation channels and cracks by injection of gelled fracturing fluid.

Новым является то, что производят бурение наклонного ствола в многопластовой продуктивной залежи нефти в карбонатных породах с подошвенной водой, по окончании бурения определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивных пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, далее на устье скважины на нижний конец колонны труб снизу вверх устанавливают следующую компоновку: заглушку, гидромониторную насадку с соплами, перепускной клапан, хвостовик, технологический пакер, свабный ограничитель, спускают колонну труб с компоновкой в наклонный ствол скважины так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующего верхнему продуктивному пласту, производят в этом интервале ГРП с формированием трещины закачкой гелированной жидкости, в качестве которой используют гелированную кислоту, и креплением трещины проппантом, по окончании проведения ГРП перемещают колонну труб с компоновкой в следующий интервал с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующий нижележащему продуктивному пласту, и производят ГРП с формированием трещины и креплением трещины проппантом, аналогичным образом перемещая колонну труб с компоновкой к забою скважины, выполняют ГРП в оставшихся интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в соответствующих нижележащих продуктивных пластах, причем с каждым последующим выполнением поинтервального ГРП сокращают длину формируемой трещины путем снижения объемов закачиваемой гелированной кислоты и концентрации проппанта для крепления сформировавшейся трещины в каждом интервале проведения ГРП, причем используют проппант фракции 40/70 меш., по окончании выполнения ГРП в колонну труб сбрасывают шар, создают в колонне труб давление, достаточное для разрушения срезного винта перепускного клапана, при этом втулка перепускного клапана перемещается вниз и герметично изнутри перекрывает сопла гидромониторной насадки, сажают технологический пакер в обсаженной части скважины и осваивают скважину со снижением уровня жидкости до 1000 м, с откачкой жидкости из скважины в желобную емкость в объеме 25 м3, с отбором проб на рН фактор, если значение рН менее 4, продолжают откачку до рН более 4, с отбором проб через каждые 10 м3 откачанной жидкости, после чего прекращают освоение скважины, распакеровывают технологический пакер и извлекают колонну труб с компоновкой из скважины.New is the fact that the inclined hole is drilled in a multilayer productive oil reservoir in carbonate rocks with bottom water, at the end of drilling, the reservoir properties of rocks are determined and intervals of productive formations with low reservoir properties of rocks are identified, then at the wellhead to the lower end pipe columns from the bottom up install the following layout: plug, water nozzle with nozzles, bypass valve, liner, process packer, swab limiter, spu they fold a string of pipes with an arrangement into an inclined wellbore so that the nozzles of the hydraulic nozzle are located opposite the interval with low filtration-capacitive properties corresponding to the upper reservoir, they perform hydraulic fracturing in this interval with the formation of a crack by injection of gelled fluid, which is used as gelled acid, and fixing the proppant crack, at the end of the hydraulic fracturing, the pipe string with the layout is moved to the next interval with low filtration and capacitive properties, corresponding to the underlying productive formation, and hydraulic fracturing is performed with the formation of a crack and the crack being fixed with proppant, similarly moving the pipe string with the layout to the bottom of the well, hydraulic fracturing is performed in the remaining intervals with low filtration-capacitive properties in the corresponding underlying reservoirs, and with each subsequent interval Hydraulic fracturing reduces the length of the formed crack by reducing the volume of injected gelled acid and proppant concentration for securing a fracture in each fracturing interval, using a proppant fraction of 40/70 mesh., at the end of the fracturing, a ball is dropped into the pipe string, sufficient pressure is created in the pipe string to break the bypass shear screw, while the bypass valve sleeve moves down and hermetically seals the nozzles of the hydraulic nozzle from the inside, the process packer is planted in the cased part of the well and the well is mastered with a decrease in the liquid level to 1000 m, with pumping fluid from the well into the groove tank s in a volume of 25 m 3, with sampling at pH factor, if the value of pH less than 4, continue pumping until a pH greater than 4, with sampling every 10 m3 evacuated fluid then stopped well completion, raspakerovyvayut Technology packer and extracting column pipes with layout from the well.

На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины.In FIG. 1, 2 and 3 schematically and sequentially depict the proposed method of multiple hydraulic fracturing in an open wellbore of an inclined well.

Способ реализуют в карбонатных породах следующим образом.The method is implemented in carbonate rocks as follows.

Способ многократного ГРП в открытом стволе наклонной скважины включает бурение наклонного ствола 1 (см. фиг. 1) в многопластовой продуктивной залежи нефти 2 с подошвенной водой 3 в карбонатных породах. Обсаживают скважину обсадной колонной (на фиг. 1, 2 и 3 показана условно) до кровли многопластовой залежи нефти 2, при этом наклонный ствол 1, вскрывший многопластовую продуктивную залежь нефти 2, остается открытым. Многопластовая продуктивная залежь нефти 2 состоит из нескольких напластованных друг на друга продуктивных пластов, например из трех: верхнего 4', среднего 4'' и нижнего 4''' пластов.A multiple fracturing method in an open wellbore of an inclined well includes drilling an inclined well 1 (see FIG. 1) in a multilayer productive oil reservoir 2 with bottom water 3 in carbonate rocks. A well is cased with a casing string (Fig. 1, 2 and 3 is shown conditionally) to the roof of a multilayer oil reservoir 2, while the inclined shaft 1, which opened the multilayer productive oil reservoir 2, remains open. The multilayer productive oil reservoir 2 consists of several productive formations stacked on top of each other, for example, from three: upper 4 ', middle 4' 'and lower 4' '' formations.

По окончании бурения, например с помощью термодебитомера, определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивных пластов 4', 4'', 4''' наклонного ствола 1 с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, например это три соответствующих интервала 5', 5'', 5'''.At the end of drilling, for example, using a thermal debitometer, the reservoir properties of the rocks are determined and the intervals of productive formations 4 ', 4' ', 4' '' of the inclined shaft 1 with low reservoir properties of the rocks are identified, for example, these are three corresponding intervals 5 ', 5``, 5 '' '.

Затем на устье скважины на нижний конец колонны труб 6 снизу вверх устанавливают следующую компоновку: заглушку 7, гидромониторную насадку 8 с соплами 9 (например, два сопла диаметром 6 мм, расположенные под углом 180° относительно друг друга), перепускной клапан 10, хвостовик 11, технологический пакер 12, свабный ограничитель 13. В качестве технологического пакера 12 используют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа).Then, at the wellhead, at the lower end of the pipe string 6, the following arrangement is installed from bottom to top: plug 7, hydraulic monitor nozzle 8 with nozzles 9 (for example, two nozzles with a diameter of 6 mm located at an angle of 180 ° relative to each other), an overflow valve 10, a shank 11 , technological packer 12, swab limiter 13. As a technological packer 12 use a packer of any known design, for example, a through packer with an anchor with a mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaM3-YaG2 (F) (100 MPa )

Спускают колонну труб 6 с компоновкой в наклонный ствол 1 скважины так, чтобы сопла 9 гидромониторной насадки 8 располагались напротив интервала 5' с низкими фильтрационно-емкостными свойствами верхнего продуктивного пласта 4'.The pipe string 6 is lowered with the layout into the inclined wellbore 1 so that the nozzles 9 of the nozzle 8 are located opposite the interval 5 'with low filtration-capacitive properties of the upper reservoir 4'.

Производят ГРП в интервале 5' с формированием трещины 14' и креплением трещины 14' проппантом 15'. По окончании проведения ГРП в интервале 5' перемещают колонну труб 6 с компоновкой в следующий интервал 5'' с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующий среднему пласту 4''.Hydraulic fracturing is carried out in the interval 5 'with the formation of cracks 14' and fastening of the cracks 14 'with proppant 15'. At the end of the hydraulic fracturing in the interval 5 ', the pipe string 6 with the layout is moved to the next interval 5 "with low filtration-capacitive properties corresponding to the middle layer 4".

Производят ГРП в интервале 5'' с формированием трещины 14'' и креплением трещины 14'' проппантом 15''. Аналогичным образом, перемещая колонну труб 6 с компоновкой к забою скважины, выполняют ГРП в оставшихся интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в зависимости от количества соответствующих продуктивных пластов с формированием трещин и креплением трещин проппантом. В данном примере многопластовая продуктивная залежь нефти 2 состоит из трех напластованных продуктивных пластов: верхнего 4', среднего 4'' и нижнего 4''', поэтому по окончании проведения ГРП в интервале 5'' перемещают колонну труб 6 с компоновкой в сторону забоя скважины в следующий интервал 5''' (см. фиг. 1) с низкими фильтрационно-емкостными свойствами нижнего продуктивного пласта 4'''. Производят ГРП в третьем интервале 5''' с формированием трещины 14''' и креплением трещины 14''' проппантом 15'''.Hydraulic fracturing is performed in the interval of 5 ″ with the formation of a crack of 14 ″ and fastening of the crack of 14 ″ with proppant 15 ″. Similarly, by moving the pipe string 6 with the layout to the bottom of the well, hydraulic fracturing is performed in the remaining intervals with low filtration-capacitive properties, depending on the number of corresponding reservoirs with formation of cracks and proppant crack fixing. In this example, the multilayer productive oil reservoir 2 consists of three stratified productive formations: the upper 4 ', middle 4' 'and lower 4' '', therefore, at the end of hydraulic fracturing in the 5 '' interval, the pipe string 6 is moved with the layout towards the bottom of the well in the next interval 5 "" (see Fig. 1) with low filtration-capacitive properties of the lower reservoir 4 "". Hydraulic fracturing is performed in the third interval 5 ″ ″ with the formation of a crack 14 ″ ″ and the fastening of the crack 14 ″ ″ proppant 15 ″.

С каждым последующим интервалом 5', 5'', 5''' выполнения ГРП сокращают соответственно длину формируемой трещины: например, 14'=10 м, 14''=7 м, 14'''=5 м - путем снижения объемов закачиваемой гелированной жидкости разрыва, например, от 4 м3/мин до 2,5 м3/мин и концентрации проппанта от 400 кг/м3 до 200 кг/м3 для крепления сформировавшихся соответствующих трещин 14', 14'', 14''' в каждом интервале проведения ГРП. Такая закачка позволяет регулировать длину трещин 14', 14'', 14''', а это исключает их прорыв в подошвенную воду 3 (водоносный пласт).With each subsequent interval of 5 ', 5'',5''', hydraulic fracturing reduces the length of the formed fracture, respectively: for example, 14 '= 10 m, 14''= 7 m, 14''' = 5 m - by reducing the volume of injected gelled fracturing fluid, for example, from 4 m 3 / min to 2.5 m 3 / min and proppant concentration from 400 kg / m 3 to 200 kg / m 3 for fastening the corresponding corresponding cracks 14 ', 14'',14'''in each interval of hydraulic fracturing. This injection allows you to adjust the length of the cracks 14 ', 14'',14''', and this eliminates their breakthrough into the bottom water 3 (aquifer).

При выполнении ГРП в интервале 5' формируют трещину 14' длиной 10 м, для этого производят закачку гелированной кислоты с расходом 4 м3/мин в течение 5 мин, затем, не прерывая закачки, производят крепление трещины 14' проппантом 15', закачиваемым с жидкостью-носителем в концентрации 400 кг/м3 в течение 5 мин.When performing hydraulic fracturing in the interval 5 ', a crack 14' is formed with a length of 10 m, for this purpose gelled acid is injected with a flow rate of 4 m 3 / min for 5 minutes, then, without interrupting the injection, the crack is fixed 14 'with proppant 15', pumped with carrier fluid at a concentration of 400 kg / m 3 for 5 minutes

Далее в интервале 5'' формируют трещину 14'', например, длиной 7 м, для этого производят закачку гелированной кислоты с расходом 3 м3/мин в течение 5 мин, затем, не прерывая закачки, производят крепление трещины 14'' проппантом 15'', закачиваемым с жидкостью-носителем в концентрации 300 кг/м3 в течение 5 мин.Then, in the interval 5 '', a crack 14 '' is formed, for example, 7 m long, for this purpose gelled acid is injected at a flow rate of 3 m 3 / min for 5 minutes, then, without interrupting the injection, the crack 14 '' is fixed with proppant 15 '', injected with a carrier fluid at a concentration of 300 kg / m 3 for 5 minutes

Далее в интервале 5''' формируют трещину 14''', например, длиной 5 м, для этого производят закачку гелированной кислоты с расходом 2,5 м3/мин в течение 4 мин, затем, не прерывая закачки, производят крепление трещины 14''' проппантом 15''', закачиваемым с жидкостью-носителем в концентрации 200 кг/м3 в течение 5 мин.Then, in the interval 5 ″ ″, a 14 ″ ″ crack is formed, for example, 5 m long, for this purpose gelled acid is injected with a flow rate of 2.5 m 3 / min for 4 minutes, then, without interrupting the injection, the crack is fixed 14 “” proppant 15 “”, injected with a carrier fluid at a concentration of 200 kg / m 3 for 5 min.

В качестве гелированной кислоты используют любой известный состав, например загеленную кислотную композицию, представляющую собой кислотную композицию на основе кислоты соляной синтетической, разбавленной до рабочей концентрации 15 массовых долей хлористого водорода, содержащей следующие компоненты:As a gelled acid, any known composition is used, for example, a gelled acid composition, which is an acid composition based on synthetic hydrochloric acid, diluted to a working concentration of 15 mass parts of hydrogen chloride, containing the following components:

стабилизатор железа (Hi-Iron) iron stabilizer (Hi-Iron) 6 л на 1 м3 6 l per 1 m 3 загеливатель (AG-200) thickener (AG-200) 40 л на 1 м3 40 l on 1 m 3

В качестве жидкости-носителя проппанта используют сточную воду плотностью 1100 кг/м.As a proppant carrier fluid, wastewater with a density of 1100 kg / m is used.

Повышается эффективность реализации способа в многопластовой продуктивной залежи нефти с подошвенной водой, так как длина трещины регулируется объемом закачиваемой гелированной жидкости разрыва, что исключает прорыв трещины ГРП при ее создании в водоносный пласт.Кроме того, использование в качестве гелированной жидкости разрыва гелированной кислоты позволяет лучше раскрыть трещину перед ее креплением проппантом за счет растворения карбонатных пород в формируемой трещине. Для крепления трещин 14'; 14''; 14''' используют проппант фракции 40/70 меш., который свободно проходит сквозь сопла 9 диаметром 6 мм гидромониторной насадки 8 без создания гидравлического сопротивления и потери давления закачки на гидромониторной насадке 8.The efficiency of the implementation of the method in a multilayer productive oil reservoir with bottom water increases, since the length of the crack is regulated by the volume of injected gelled fracturing fluid, which eliminates the fracture of the hydraulic fracturing when it is created in the aquifer. In addition, the use of gelated acid fracture as a gelled fluid allows better disclosure a crack before it is fixed with a proppant due to the dissolution of carbonate rocks in the formed crack. For fixing cracks 14 '; fourteen''; 14 '' 'uses a proppant fraction 40/70 mesh., Which freely passes through the nozzle 9 with a diameter of 6 mm of the nozzle 8 without creating hydraulic resistance and loss of injection pressure on the nozzle 8.

Увеличиваются добывные возможности скважины после проведения ГРП, так как сформированные трещины закреплены проппантом. Проппант, набитый в трещину, исключает ее стягивание и создает канал для притока нефти в открытый ствол скважины при ее последующей эксплуатации.The production capacity of the well increases after hydraulic fracturing, as the formed fractures are fixed by proppant. The proppant stuffed into the fracture eliminates its contraction and creates a channel for oil inflow into the open wellbore during its subsequent operation.

По окончании выполнения ГРП колонну труб 6 с компоновкой перемещают вниз до упора заглушки 7 в забой открытого наклонного ствола скважины (см. фиг. 2). Сажают технологический пакер 12 (см. фиг. 2) так, чтобы он находился в обсаженной части скважины.At the end of the hydraulic fracturing, the pipe string 6 with the layout is moved down to the stop of the plug 7 into the bottom of the open inclined wellbore (see Fig. 2). Plant technological packer 12 (see Fig. 2) so that it is in the cased part of the well.

Повышается надежность реализации способа, так как технологический пакер 12 сажается в обсаженном стволе скважины при освоении скважины после проведения поинтервального ГРП, а не в открытом, что исключает потерю герметичности пакера. Затем в колонну труб 6 сбрасывают бросовый элемент (шар, цилиндр), например шар 16, и создают в колонне труб 6 давление, например 10,0 МПа, достаточное для разрушения срезного винта 17 перепускного клапана 10, при этом втулка 18 (см. фиг. 1 и 2) перепускного клапана 10 перемещается вниз и герметично изнутри перекрывает сопла 9 гидромониторного перфоратора 8. Для реализации способа необходимо соблюдение условия:The reliability of the implementation of the method increases, since the technological packer 12 is planted in the cased wellbore during well development after the interval fracturing, and not in the open, which eliminates the loss of tightness of the packer. Then, a thrown element (ball, cylinder), for example, ball 16, is dropped into the pipe string 6, and a pressure of, for example, 10.0 MPa, is created in the pipe string 6 to destroy the shear screw 17 of the bypass valve 10, while the sleeve 18 (see Fig. 1 and 2) the bypass valve 10 moves downward and hermetically seals the nozzles 9 of the hydraulic monitor perforator 8. From the inside, the following conditions must be met:

D1>D2>D3,D 1 > D 2 > D 3 ,

где D1 - внутренний диаметр свабного ограничителя 13, мм;where D 1 - the inner diameter of the swab limiter 13, mm;

D2 - диаметр шара 16, мм;D 2 - the diameter of the ball 16, mm;

D3 - внутренний диаметр втулки 18, мм.D 3 - the inner diameter of the sleeve 18, mm

Например, D1=50 мм; D2=40 мм; D3=30 мм.For example, D 1 = 50 mm; D 2 = 40 mm; D 3 = 30 mm.

Для освоения скважины в колонну труб 6 спускают сваб 18 на тросе 19 и начинают осваивать скважину после поинтервального ГРП. Осваивают скважину со снижением уровня жидкости до 1000 м (см. фиг. 2), с откачкой жидкости из скважины в желобную емкость (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) в объеме 30 м, с отбором проб на рН фактор, если значение рН менее 4, продолжают откачку до рН более 4, с отбором проб через каждые 10 м откачанной жидкости. После чего прекращают освоение скважины, распакеровывают технологический пакер 12 и извлекают колонну труб 6 с компоновкой из скважины (см. фиг. 3).To develop the well, the swab 18 is lowered into the pipe string 6 on the cable 19 and the well begins to be drilled after the interval hydraulic fracturing. A well is developed with a decrease in the liquid level to 1000 m (see Fig. 2), with pumping fluid from the well into the groove capacity (not shown in Figs. 1, 2, and 3) in a volume of 30 m, with sampling for pH, if a pH value of less than 4, continue pumping to a pH of more than 4, with sampling every 10 m of pumped liquid. Then stop the well development, unpack the process packer 12 and remove the pipe string 6 with the layout from the well (see Fig. 3).

Упрощается процесс реализации способа и сокращается его длительность, так как исключаются посадка и распакеровка пакера в каждом интервале ГРП, кроме того, нет необходимости в закачке кислоты с переменным расходом в кольцевое пространство скважины.The process of implementing the method is simplified and its duration is reduced, since packing and unpacking of the packer in each hydraulic fracturing interval are excluded; moreover, there is no need to inject acid with a variable flow rate into the annular space of the well.

Освоение скважины после поинтервального ГРП проводится сразу по всей длине наклонного ствола одновременно из всех интервалов ГРП за один спуск инструмента (колонны труб с оборудованием), что повышает качество проведенного ГРП, выражающегося в восстановлении потенциального дебита скважины.Well development after the interval of hydraulic fracturing is carried out immediately along the entire length of the inclined well simultaneously from all hydraulic fracturing intervals for one descent of the tool (pipe string with equipment), which improves the quality of hydraulic fracturing, which is reflected in the restoration of potential well production.

Предлагаемый способ многократного ГРП в открытом стволе наклонной скважины позволяет:The proposed method of multiple hydraulic fracturing in the open hole of an inclined well allows:

- повысить эффективность реализации способа в многопластовой залежи с подошвенной водой;- increase the efficiency of the method in a multilayer reservoir with bottom water;

- повысить добывные возможности скважины после проведения ГРП;- increase the production capacity of the well after hydraulic fracturing;

- повысить надежность реализации способа;- improve the reliability of the implementation of the method;

- упростить процесс реализации способа и сократить его длительность;- simplify the process of implementing the method and reduce its duration;

- повысить качество проведенного поинтервального ГРП.- improve the quality of the interval fracturing.

Claims (1)

Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в открытом стволе наклонной скважины, включающий бурение скважины в продуктивном пласте, определение фильтрационно-емкостных свойств пород и выявление интервалов продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, спуск колонны труб в скважину, проведение поинтервального ГРП в открытом стволе скважины путем формирования перфорационных каналов и трещин закачкой гелированной жидкости разрыва, отличающийся тем, что производят бурение наклонного ствола в многопластовой продуктивной залежи нефти в карбонатных породах с подошвенной водой, по окончании бурения определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивных пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, далее на устье скважины на нижний конец колонны труб снизу вверх устанавливают следующую компоновку: заглушку, гидромониторную насадку с соплами, перепускной клапан, хвостовик, технологический пакер, свабный ограничитель, спускают колонну труб с компоновкой в наклонный ствол скважины так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующего верхнему продуктивному пласту, производят в этом интервале ГРП с формированием трещины закачкой гелированной жидкости, в качестве которой используют гелированную кислоту, и креплением трещины проппантом, по окончании проведения ГРП перемещают колонну труб с компоновкой в следующий интервал с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующий нижележащему продуктивному пласту, и производят ГРП с формированием трещины и креплением трещины проппантом, аналогичным образом перемещая колонну труб с компоновкой к забою скважины, выполняют ГРП в оставшихся интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в соответствующих нижележащих продуктивных пластах, причем с каждым последующим выполнением поинтервального ГРП сокращают длину формируемой трещины путем снижения объемов закачиваемой гелированной кислоты и концентрации проппанта для крепления сформировавшейся трещины в каждом интервале проведения ГРП, причем используют проппант фракции 40/70 меш., по окончании выполнения ГРП в колонну труб сбрасывают шар, создают в колонне труб давление, достаточное для разрушения срезного винта перепускного клапана, при этом втулка перепускного клапана перемещается вниз и герметично изнутри перекрывает сопла гидромониторной насадки, сажают технологический пакер в обсаженной части скважины и осваивают скважину со снижением уровня жидкости до 1000 м, с откачкой жидкости из скважины в желобную емкость в объеме 25 м3, с отбором проб на рН фактор, если значение рН менее 4, продолжают откачку до рН более 4, с отбором проб через каждые 10 м3 откачанной жидкости, после чего прекращают освоение скважины, распакеровывают технологический пакер и извлекают колонну труб с компоновкой из скважины.A method of multiple hydraulic fracturing - hydraulic fracturing in an open wellbore of an inclined well, including drilling a well in a productive formation, determining reservoir properties of rocks and identifying intervals of a productive formation with low reservoir properties of rocks, lowering a pipe string into a well, conducting an interval hydraulic fracturing in an open wellbore by forming perforation channels and cracks by injection of gelled fracturing fluid, characterized in that the inclined well is drilled in nogoplastovogo productive oil deposits in carbonate rocks with bottom water, at the end of drilling, determine the reservoir properties of rocks and identify the intervals of reservoirs with low reservoir properties of rocks, then at the wellhead at the lower end of the pipe string from bottom to top install the following layout: plug, a hydraulic nozzle with nozzles, a bypass valve, a liner, a technology packer, a swab limiter, lower the pipe string with the layout into an inclined well bore k, so that the nozzles of the hydraulic nozzle are located opposite the interval with low filtration-capacitive properties corresponding to the upper reservoir, hydraulic fracturing is performed in this interval with the formation of a crack by injection of gelled acid, which is used as gelled acid, and the crack is fixed with proppant, after the completion of hydraulic fracturing pipe string with the layout in the next interval with low filtration and capacitive properties, corresponding to the underlying reservoir, and frac fractions with the formation of the fracture and the proppant mounting the fracture, similarly moving the pipe string with the layout to the bottom of the well, perform fracturing in the remaining intervals with low filtration-capacitive properties in the corresponding underlying reservoir formations, and with each subsequent completion of the fracturing interval, they reduce the length of the formed fracture by reducing the volume of injected gelled acid and proppant concentration for fixing the formed crack in each interval of hydraulic fracturing, use a proppant of a fraction of 40/70 mesh., at the end of the hydraulic fracturing, the ball is dropped, a pressure is created in the pipe string that is sufficient to destroy the bypass valve shear screw, while the bypass valve sleeve moves downward and seals the nozzles of the hydraulic nozzle tightly from the inside, the technological plant a packer in a cased portion of the wellbore and wellbore master with a liquid level reduction up to 1000 m, with pumping liquid from a well in channel capacity in a volume of 25 m 3, with a sampling factor at pH if pH m 4 it continue pumping until a pH greater than 4, with sampling every 10 m 3 of liquid drained, after which stopped the development of wells, packer raspakerovyvayut process and recovered with the arrangement of the pipe string from the well.
RU2017136233A 2017-10-12 2017-10-12 Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole RU2667561C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136233A RU2667561C1 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136233A RU2667561C1 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2667561C1 true RU2667561C1 (en) 2018-09-21

Family

ID=63668859

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017136233A RU2667561C1 (en) 2017-10-12 2017-10-12 Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2667561C1 (en)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109342100A (en) * 2018-11-29 2019-02-15 中石化四机石油机械有限公司 Frac system pressure testing control method
CN111022022A (en) * 2019-11-06 2020-04-17 中国石油天然气股份有限公司 Fracturing method for realizing full exploitation of multiple small-layer laminated development thin-difference reservoir
CN111502586A (en) * 2019-09-10 2020-08-07 中国石油天然气股份有限公司 Reservoir transformation system and reservoir transformation method
RU2732891C1 (en) * 2019-09-25 2020-09-24 Николай Маратович Шамсутдинов Method for multi-stage hydraulic fracturing in well with horizontal termination
RU2734892C1 (en) * 2020-05-12 2020-10-26 Алексей Владимирович Лысенков Method for hydraulic fracturing of a formation
CN114458270A (en) * 2020-10-22 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 Method for improving vertical transformation degree of long open hole section dry-hot rock well and application
CN114961668A (en) * 2022-05-18 2022-08-30 太原理工大学 Fracture-type hot dry rock reservoir double-inclined-well segmented regulation and enhanced heat recovery method

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140083687A1 (en) * 2012-09-27 2014-03-27 Schlumberger Technology Corporation Production in fractured systems
RU2526062C1 (en) * 2013-07-02 2014-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2537719C1 (en) * 2013-10-29 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well
RU2539469C1 (en) * 2013-12-16 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft
RU2601881C1 (en) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole
RU2618249C1 (en) * 2016-03-11 2017-05-03 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140083687A1 (en) * 2012-09-27 2014-03-27 Schlumberger Technology Corporation Production in fractured systems
RU2526062C1 (en) * 2013-07-02 2014-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2537719C1 (en) * 2013-10-29 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well
RU2539469C1 (en) * 2013-12-16 2015-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft
RU2601881C1 (en) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole
RU2618249C1 (en) * 2016-03-11 2017-05-03 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109342100A (en) * 2018-11-29 2019-02-15 中石化四机石油机械有限公司 Frac system pressure testing control method
CN109342100B (en) * 2018-11-29 2021-08-06 中石化四机石油机械有限公司 Fracturing system pressure test control method
CN111502586A (en) * 2019-09-10 2020-08-07 中国石油天然气股份有限公司 Reservoir transformation system and reservoir transformation method
CN111502586B (en) * 2019-09-10 2022-02-01 中国石油天然气股份有限公司 Reservoir transformation system and reservoir transformation method
RU2732891C1 (en) * 2019-09-25 2020-09-24 Николай Маратович Шамсутдинов Method for multi-stage hydraulic fracturing in well with horizontal termination
CN111022022A (en) * 2019-11-06 2020-04-17 中国石油天然气股份有限公司 Fracturing method for realizing full exploitation of multiple small-layer laminated development thin-difference reservoir
RU2734892C1 (en) * 2020-05-12 2020-10-26 Алексей Владимирович Лысенков Method for hydraulic fracturing of a formation
CN114458270A (en) * 2020-10-22 2022-05-10 中国石油化工股份有限公司 Method for improving vertical transformation degree of long open hole section dry-hot rock well and application
CN114961668A (en) * 2022-05-18 2022-08-30 太原理工大学 Fracture-type hot dry rock reservoir double-inclined-well segmented regulation and enhanced heat recovery method
CN114961668B (en) * 2022-05-18 2023-12-29 太原理工大学 Fracture type dry hot rock reservoir double inclined shaft sectional regulation and control reinforced heat collection method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2667561C1 (en) Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole
RU2526937C1 (en) Method of low-permeable oil deposit development
RU2558058C1 (en) Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water
US9840900B2 (en) Process for inhibiting flow of fracturing fluid in an offset wellbore
RU2537719C1 (en) Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well
RU2526062C1 (en) Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2655309C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2570157C1 (en) Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well
RU2565617C1 (en) Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing
RU2627338C1 (en) Solid carbonate oil deposits development method
CA2999197C (en) Method of well completion
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
RU2695906C1 (en) Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact
RU2379492C2 (en) Development method at wells re-entry and oil field in general
RU2524800C1 (en) Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells
RU2536523C1 (en) Development of multi-zone gas field
RU2510456C2 (en) Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation
RU2743478C1 (en) Difficult turonian gas production method
RU2386776C1 (en) Method of opening of waterbearing stratum in unstable rocks by upward borehole and device for its implementation
RU2425961C1 (en) Well operation method
US10570714B2 (en) System and method for enhanced oil recovery
RU2616016C1 (en) Recovery method for solid carbonate reservoirs
RU2601707C1 (en) Method of development of oil and gas condensate deposit
RU2811127C1 (en) Method for killing well with fiberglass casing
RU2485295C1 (en) Development method of productive formation with low-permeability section