CN105863595B - 一种全程暂堵压裂方法及其应用 - Google Patents
一种全程暂堵压裂方法及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105863595B CN105863595B CN201610294564.XA CN201610294564A CN105863595B CN 105863595 B CN105863595 B CN 105863595B CN 201610294564 A CN201610294564 A CN 201610294564A CN 105863595 B CN105863595 B CN 105863595B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- temporarily
- stifled
- temporarily stifled
- transformed
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 47
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000011540 sensing material Substances 0.000 claims description 11
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 7
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical group [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 6
- 238000005297 material degradation process Methods 0.000 claims description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 6
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 claims description 5
- UICXTANXZJJIBC-UHFFFAOYSA-N 1-(1-hydroperoxycyclohexyl)peroxycyclohexan-1-ol Chemical group C1CCCCC1(O)OOC1(OO)CCCCC1 UICXTANXZJJIBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N ethene;sodium Chemical group [Na].C=C BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical group [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 125000005619 boric acid group Chemical group 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
Abstract
本发明属于石油压裂领域，具体涉及一种全程暂堵压裂方法及其应用，包括压裂和暂堵，在压裂的过程中加入缝内暂堵材料进行充分改造，在压裂完成后，注入近井带暂堵段塞实现暂堵，适用于水力喷射压裂改造和薄互层多段合压、限流压裂，这种全程暂堵压裂方法，利用缝内暂堵和近井带暂堵材料实现的全程暂堵压裂工艺，简化压裂工艺及钻具，保障施工成功率，降低作业风险，并提高改造效果，为水平井多段改造提供新思路与手段。
Description
技术领域
本发明属于石油压裂领域，具体涉及一种全程暂堵压裂方法及其应用。
背景技术
我国低渗、超低渗、页岩油气等非常规油气资源丰富，但该类油气藏具有低孔、低渗的特点，自然产能较低，稳产条件差，大部分井投产前都要经过加砂压裂。
随着技术发展，近年来，非常规油气水平井多段压裂改造技术突飞猛进，已成为非常规油气藏实现有效开发的关键技术，正在引领全球油气资源勘探开发的重大变革。
油气水平井多段压裂改造技术的顺利实施，需要适时封隔设计改造段，目前主要有双封单卡、水力喷砂分段、封隔器滑套分段、封隔器桥塞等压裂技术，各大油气田结合自身特点，都形成了适合的水平井多段压裂主打技术。
但以上技术存在的问题也较为突出：有些需要频繁起下管柱，增加劳动强度，费时费力；有些井下工具较为复杂、工具管串较长，工具管串可靠性要求高，施工复杂或事故风险大。
发明内容
本发明的目的是克服现有水平井多段改造工艺和工具复杂、施工风险高、作业效率较低等问题。
为此，本发明提供了一种全程暂堵压裂方法，包括压裂和暂堵，在压裂的过程中加入缝内暂堵材料进行充分改造，在压裂完成后，注入近井带暂堵段塞实现暂堵。
所述的缝内暂堵材料由陶粒、温敏材料、破胶剂和预交联凝胶复配而成，其质量配比为陶粒1份、温敏材料10-20份、破胶剂5-10份、预交联凝胶70-90份。
所述的预交联凝胶由改性聚丙烯酰胺单体10-30份、交联剂0.0001-0.01份、增强剂1-8 份、引发剂0.0005-0.03份在50-100摄氏度的温度、压力为 5mPa条件下经爆聚反应形成的溶液；所述温敏材料为石蜡；所述破胶剂为过硫酸铵；所述陶粒为20-40目。
所述的改性聚丙烯酰胺单体为丙烯酰胺与丙烯酸共聚得到的产物；所述交联剂为硼酸；所述增强剂为乙二胺四乙酸钠；所述引发剂为过氧化环已酮。
所述的全程暂堵压裂方法用于水力喷射压裂改造。
所述的用于水力喷射压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对第一段进行射孔，在第一段射孔后进行压裂作业，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料充分改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤二：以步骤一同样的方法进行第二段射孔和压裂改造；
步骤三：依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤四：待暂堵材料降解后开井放喷。
所述的全程暂堵压裂方法用于薄互层多段合压、限流压裂改造。
所述的用于薄互层多段合压、限流压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对各改造层段射孔；
步骤二：首先压裂改造最容易改造层段，由压裂液自行选择最容易改造层段首先进行改造，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料充分改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤三，以步骤二同样的方法根据改造层段的改造难度，由容易至艰难依次压裂改造其他层段；
步骤四，依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤五，待暂堵材料降解后开井放喷。
本发明提供的这种全程暂堵压裂方法及其应用的有益效果：
1、简化压裂工艺及钻具；
2、保障施工成功率、提高改造效果；
3、降低作业风险；
4、技术先进性及优势明显。
具体实施方式
实施例1：
本实施例提供一种全程暂堵压裂方法，包括压裂和暂堵，在压裂的过程中加入缝内暂堵材料进行充分改造，在压裂完成后，注入近井带暂堵段塞实现暂堵。
本实施例的这种方法，用于压裂施工过程，在压裂的过程中加入缝内暂堵材料，缝内暂堵材料可以对裂缝内的各个部位的缝隙进行暂堵，当改造完成后，下入暂堵段塞，在近井带实现暂堵，暂堵后可以进行下一个裂缝的压裂改造，面读了再使用坐封工具进行封堵，简化压裂工艺及钻具，保障施工成功率，降低作业风险，并提高改造效果，为水平井多段改造提供新思路与手段。
实施例2：
本实施例详细介绍全程暂堵压裂方法用于水力喷射压裂改造。
所述的用于水力喷射压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对第一段进行射孔，在第一段射孔后进行压裂作业，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料充分改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤二：以步骤一同样的方法进行第二段射孔和压裂改造；
步骤三：依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤四：待暂堵材料降解后开井放喷。
在本实施例中，其过程主要体现为逐层压裂暂堵，配合射孔作业，逐级进行射孔-压裂-暂堵，即射完一个层段后，即开始进行压裂作业，在压裂的过程中将本发明的这种暂堵方法应用其中，整个层段压裂改造完成后，在进行下一个层段的射孔和压裂，直至完成所有层段。
实施例3：
本实施例详细介绍全程暂堵压裂方法用于薄互层多段合压、限流压裂改造。
所述的用于薄互层多段合压、限流压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对各改造层段射孔；
步骤二：首先压裂改造最容易改造层段，由压裂液自行选择最容易改造层段首先进行改造，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料充分改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤三，以步骤二同样的方法根据改造层段的改造难度，由容易至艰难依次压裂改造其他层段；
步骤四，依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤五，待暂堵材料降解后开井放喷。
区别于实施例2，本实施例的这种压裂改造过程，主要体现为多层段同时射孔压裂，首先对所有待改造层段进行集体射孔，所有射孔完成后进行压裂作业，其中注入井中的压裂液会选择性地首先对最容易改造的层段进行压裂，此时将本发明的这种暂堵方法应用到该层段中，先缝内暂堵，再近井带暂堵，当完成最容易的井段改造后，此时该井段被暂堵段塞堵住，压裂液会自动选择下一个相对容易的待改造层段注入，此时再进行上述改造和暂堵，以此类推，直至实现所有层段的暂堵压裂作业。
实施例4：
上述几个实施例中的暂堵材料都通过以下方式确定：
（1）改造井地质、工程等资料分析，包括储层岩性、物性、压力、温度、岩石力学参数及地应力情况等；
（2）根据井地质、工程等资料，优选或研制近井暂堵材料，要求具备不同粒径、降解可控、封堵强度大等特点。
（3）结合炮眼参数，确定颗粒暂堵材料粒径分布、粒径组合浓度、用量、暂堵段塞设计等；
（4）缝内暂堵新材料优选或研发，要求材料性能较好，具有封堵强度大、温控降解、回流稳定，降解后可有效自支撑等性能。
上述的过程首先是根据改造井的条件依靠实际工作经验选出几种适合的暂堵及材料，然后对这些暂堵剂材料进行静态评价实验和动态评价实验，最终确定出符合该改造井的暂堵剂材料，这种方式在油田生产中已经得到成熟的应用，在此不作特别详细说明。
上述几个实施例中的缝内暂堵材料由陶粒、温敏材料、破胶剂和预交联凝胶复配而成，其质量配比为陶粒1份、温敏材料10-20份、破胶剂5-10份、预交联凝胶70-90份。
预交联凝胶由改性聚丙烯酰胺单体10-30份、交联剂0.0001-0.01份、增强剂1-8份、引发剂0.0005-0.03份在50-100摄氏度的温度、压力为 5mPa条件下经爆聚反应形成的溶液；所述温敏材料为石蜡；所述破胶剂为过硫酸铵；所述陶粒为20-40目。
改性聚丙烯酰胺单体为丙烯酰胺与丙烯酸共聚得到的产物，具体改性过程为现有公开技术，在此不作详述，其制备方法可参考：[周倩，浅谈聚丙烯酰胺的合成与改性（毕业论文），南京，南京城市职业学院]；所述交联剂为硼酸；所述增强剂为乙二胺四乙酸钠；所述引发剂为过氧化环已酮。
在压裂施工过程中，这种缝内暂堵材料注入裂缝后吸水膨胀，在老裂缝设计部位进行有效的高强度封堵，当封堵压力超过最大、最小水平主应力差时，随着前置液的注入，裂缝不再沿老裂缝方向延伸，而是转向压出新裂缝。转向压裂施工结束后，裂缝内温度逐步上升，趋近于储层温度，达到温敏材料失效温度后，温敏材料破裂，在裂缝中一定的含水环境下破胶剂与溶胀的预交联凝胶接触，自内向外逐步反应破胶，剩余的陶粒形成有效支撑。
本技术还适用于射孔枪预先射孔限流压裂技术中，起到单层充分改造、启动高破裂压裂层段实现有效改造的目的。
综上所述，本发明的这种全程暂堵压裂方法及其应用，利用缝内暂堵和近井带暂堵材料实现的全程暂堵压裂工艺，简化压裂工艺及钻具，保障施工成功率，降低作业风险，并提高改造效果，为水平井多段改造提供新思路与手段。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种全程暂堵压裂方法，包括压裂改造和暂堵，其特征在于：在压裂的过程中加入缝内暂堵材料进行改造，在压裂完成后，注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
所述的缝内暂堵材料由陶粒、温敏材料、破胶剂和预交联凝胶复配而成，其质量配比为陶粒1份、温敏材料10-20份、破胶剂5-10份、预交联凝胶70-90份；
所述的预交联凝胶由改性聚丙烯酰胺单体10-30份、交联剂0.0001-0.01份、增强剂1-8份、引发剂0.0005-0.03份在50-100摄氏度的温度、压力为5mPa条件下经爆聚反应形成的溶液；所述温敏材料为石蜡；所述破胶剂为过硫酸铵；所述陶粒为20-40目；
所述的改性聚丙烯酰胺单体为丙烯酰胺与丙烯酸共聚得到的产物；所述交联剂为硼酸；所述增强剂为乙二胺四乙酸钠；所述引发剂为过氧化环已酮。
2.一种如权利要求1所述的全程暂堵压裂方法的应用，其特征在于：所述的全程暂堵压裂方法用于水力喷射压裂改造。
3.如权利要求2所述的全程暂堵压裂方法的应用，其特征在于：所述的用于水力喷射压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对第一段进行射孔，在第一段射孔后进行压裂作业，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤二：以步骤一同样的方法进行第二段射孔和压裂改造；
步骤三：依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤四：待暂堵材料降解后开井放喷。
4.一种如权利要求1所述的全程暂堵压裂方法的应用，其特征在于：所述的全程暂堵压裂方法用于薄互层多段合压、限流压裂改造。
5.如权利要求4所述的全程暂堵压裂方法的应用，其特征在于：所述的用于薄互层多段合压、限流压裂的全程暂堵压裂方法包括如下步骤：
步骤一：对各改造层段射孔；
步骤二：首先压裂改造最容易改造层段，由压裂液自行选择最容易改造层段首先进行改造，压裂改造过程中加入缝内暂堵材料充分改造，压裂完成后，然后注入近井带暂堵段塞实现暂堵；
步骤三，以步骤二同样的方法根据改造层段的改造难度，由容易至艰难依次压裂改造其他层段；
步骤四，依次类推，直至完成全井改造，然后关井；
步骤五，待暂堵材料降解后开井放喷。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610294564.XA CN105863595B (zh) | 2016-05-06 | 2016-05-06 | 一种全程暂堵压裂方法及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610294564.XA CN105863595B (zh) | 2016-05-06 | 2016-05-06 | 一种全程暂堵压裂方法及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105863595A CN105863595A (zh) | 2016-08-17 |
| CN105863595B true CN105863595B (zh) | 2018-07-17 |
Family
ID=56630330
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610294564.XA Active CN105863595B (zh) | 2016-05-06 | 2016-05-06 | 一种全程暂堵压裂方法及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105863595B (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108825196B (zh) * | 2018-05-29 | 2020-10-27 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 |
| CN109611070B (zh) * | 2019-01-07 | 2021-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚丙烯酰胺类聚合物压裂液破胶降解方法 |
| CN110454128A (zh) * | 2019-07-15 | 2019-11-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种套管补贴封堵老井储层的连续油管拖动压裂方法 |
| CN110469310A (zh) * | 2019-08-20 | 2019-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种反置式限流段内分簇压裂方法及应用 |
| CN112175596B (zh) | 2020-04-02 | 2022-11-04 | 中国石油大学(华东) | 用于深层油气储层缝内高效封堵压裂的暂堵剂及其制备方法、以及大缝高压裂工艺 |
| CN113847005B (zh) * | 2020-06-28 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用 |
| CN114427425A (zh) * | 2020-09-16 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种薄互层穿层压裂方法及其应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103726819A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-04-16 | 中国石油大学(华东) | 低温气体辅助煤层气压裂工艺的方法 |
| CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
| CN105370259A (zh) * | 2014-08-29 | 2016-03-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 水平井分段压裂方法 |
-
2016
- 2016-05-06 CN CN201610294564.XA patent/CN105863595B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103726819A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-04-16 | 中国石油大学(华东) | 低温气体辅助煤层气压裂工艺的方法 |
| CN105370259A (zh) * | 2014-08-29 | 2016-03-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 水平井分段压裂方法 |
| CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105863595A (zh) | 2016-08-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105863595B (zh) | 一种全程暂堵压裂方法及其应用 | |
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| CN104727800B (zh) | 一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法 | |
| US10358902B2 (en) | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants | |
| Qian et al. | Application of zipper-fracturing of horizontal cluster wells in the Changning shale gas pilot zone, Sichuan Basin | |
| CN101338999B (zh) | 低渗透砂岩型铀矿床爆破增渗的方法 | |
| CN103195468A (zh) | 一种在围岩内进行高效强化抽采的系统工艺 | |
| CN104963671B (zh) | 一种大斜度从式井储层的压裂改造方法 | |
| CN108119122A (zh) | 一种套变复杂井分段压裂方法 | |
| CN111878051B (zh) | 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法 | |
| CN103643994A (zh) | 一种煤矿井下防治突水溃砂的方法 | |
| CN110344806B (zh) | 一种小井眼爆炸造缝辅助水力压裂方法 | |
| CN114135265B (zh) | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| CN110410053A (zh) | 基于孔眼支护的煤矿顶板卸压方法 | |
| CN112177583A (zh) | 一种密切割压裂方法 | |
| CN111663930B (zh) | 一种浅层致密油藏水平缝的压裂方法 | |
| CN208330212U (zh) | 一种煤层气钻井井身结构 | |
| CN112443305A (zh) | 一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法 | |
| Roudakov et al. | Successful hydraulic fracturing techniques in horizontal wells for sandstone formations in the Permian Basin | |
| Li et al. | New technique: Hydra-jet fracturing for effectiveness of multi-zone acid fracturing on an ultra deep horizontal well and case study | |
| Rahim et al. | Evaluation and Selection of Stimulation Methods in Horizontal Gas Wells for Production Optimization Using Numerical Modeling of Well Performances | |
| Smith et al. | An Effective Technique to Reduce Bottomhole Friction Pressure During Hydraulic Fracturing Treatments | |
| CN113309502A (zh) | 一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法 | |
| Chacon et al. | Novel abrasive perforating with acid soluble material and subsequent hydrajet assisted stimulation provides outstanding results in carbonate gas well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211019 Address after: 100007 Oil Mansion, 9 North Avenue, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CNPC CHUANQING DRILLING ENGINEERING Co.,Ltd. Address before: 710018 room 1207, Changqing building, Changqing Xing Long Yuan District, Xi'an, Shaanxi Patentee before: CNPC CHUANQING DRILLING ENGINEERING Co.,Ltd. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |