EA016864B1 - Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов - Google Patents
Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA016864B1 EA016864B1 EA201070909A EA201070909A EA016864B1 EA 016864 B1 EA016864 B1 EA 016864B1 EA 201070909 A EA201070909 A EA 201070909A EA 201070909 A EA201070909 A EA 201070909A EA 016864 B1 EA016864 B1 EA 016864B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- proppant
- perforation
- hydraulic fracturing
- fracture
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 48
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000012899 standard injection Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов, включающий в себя групповую схему перфорирования пласта совместно с попеременной закачкой жидкостей для гидравлического разрыва, содержащих и не содержащих расклинивающий наполнитель, с образованием сети каналов повышенной проницаемости для прохождения потока добываемых текучих сред, причем содержащую расклинивающий наполнитель порцию жидкости подают в течение времени менее 30 с непосредственно в зону перфорации с образованием колонок расклинивающего наполнителя с последующей подачей в течение менее 30 с жидкости, не содержащей расклинивающий наполнитель.
Description
Настоящее изобретение относится к способам гидравлического разрыва подземных формаций, в частности к способам оптимизации проницаемости области разрыва.
Гидравлический разрыв является основным средством, применяемым для повышения продуктивности скважин за счет расширения высокопроницаемых областей разрыва из скважины в коллектор. Стандартный способ гидравлического разрыва состоит из нескольких стадий. На первой стадии жидкость гидравлического разрыва закачивается через скважину в подземную формацию под высоким давлением и с большой скоростью. Скорость закачивания жидкости гидравлического разрыва превышает скорость фильтрации жидкости в формацию, что вызывает рост давления на поверхности нефтегазового пласта. Когда давление жидкости превышает пороговую величину, слой формации или породы растрескивается и происходит гидравлический разрыв пласта. При этом гидравлический разрыв распространяется внутрь формации по мере закачивания жидкости.
На следующей стадии к жидкости гидравлического разрыва добавляется расклинивающий наполнитель, который подается в трещину. Расклинивающий наполнитель доставляется в созданный гидравлический разрыв и механически предотвращает смыкание стенок трещины после прекращения операции по гидроразрыву пласта. Нефть или газ попадает в образовавшийся разрыв и начинает поступать через слой расклинивающего наполнителя в скважину после завершения процесса формирования гидравлического разрыва и перевода скважины в режим эксплуатации. Дебит нефти (газа) в значительной степени зависит от большого количества параметров, таких как проницаемость формации, гидравлическое давление в формации, свойства добываемых текучих сред, форма зоны разрыва и т.д. Наиболее важным параметром, которым можно управлять и регулировать в процессе формирования гидравлического разрыва, является проницаемость слоя расклинивающего наполнителя. Существует множество примеров, когда повышение гидравлической проницаемости слоя расклинивающего наполнителя выше пределов стандартной технологии приводит к значительному повышению экономической эффективности процесса добычи.
Уровень техники
На сегодняшний день существует большое количество изобретений, целью которых является повышение гидравлической проницаемости гидравлического разрыва, сформированного в слое, содержащем углеводороды.
В одних изобретениях предлагаются способы создания высокопроницаемых каналов в слое расклинивающего наполнителя. Такие каналы не должны содержать расклинивающий наполнитель и будут представлять собой высокопроницаемые пути для текучей среды, содержащихся в коллекторе.
В патентах США №№ 3850247А1, 3592266, 5411091А1, 20050274523А1, 6776235 предлагается создавать высокопроницаемые каналы путем попеременного закачивания жидкостей для гидравлического разрыва, отличающихся по меньшей мере одним из параметров. Например, в патенте США 3592266 предлагается создавать неоднородность в слое расклинивающего наполнителя путем попеременного закачивания жидкостей, значительно различающихся по вязкости. В патенте США 6776235 предлагается использовать жидкости, различающиеся по способности переносить расклинивающий наполнитель и/или концентрацией расклинивающего наполнителя. Во всех вышеперечисленных патентах предполагается, что неоднородность, создаваемая на ранней стадии процесса формирования гидравлического разрыва, т.е. в период смешивания жидкостей и их закачки в скважину, будет сохраняться в течение всего процесса формирования гидравлического разрыва. Считается, что неоднородность закачиваемой жидкости для гидравлического разрыва приведет к неоднородности создаваемого слоя расклинивающего наполнителя.
Краткое описание изобретения
Предлагается новый способ стимулирования дебита горизонтальных скважин. Указанный способ основан на применении принципа порционной закачки расклинивающего наполнителя в сочетании с разработанной стратегией перфорирования. Целью настоящего изобретения является значительное повышение проницаемости зоны разрыва за счет создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зоне разрыва.
Подробное описание изобретения с примерами и чертежами
В настоящем изобретении предлагается способ создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зонах гидравлического разрыва, создаваемых в горизонтальных скважинах, и создания, таким образом, сети каналов повышенной проницаемости для прохождения потока добываемых текучих сред. Гидравлический разрыв, неоднородно заполненный расклинивающим наполнителем, будет обладать значительно большей проницаемостью по сравнению со стандартным (с однородным размещением расклинивающего наполнителя) разрывом и, следовательно, позволит повысить дебит нефти и газа.
Способ создания неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в зоне разрыва основан на попеременном закачивании в зону разрыва жидкости для гидравлического разрыва и содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва в сочетании со специальной схемой перфорирования скважины.
Настоящее изобретение не предлагает попеременное закачивание жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель, а направлено на использование новых схем перфорирования.
- 1 016864
Попеременное закачивание жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель, состоит из ряда стадий, подробно описанных ниже.
Первая стадия представляет собой закачивание жидкости для гидравлического разрыва с последующим созданием и распространением разрыва пласта.
Вторая стадия представляет собой добавление к жидкости для гидравлического разрыва заданного количества расклинивающего наполнителя с использованием специального оборудования (не являющегося предметом настоящего изобретения). Заданный объем расклинивающего наполнителя, смешанного с жидкостью для гидравлического разрыва (с заданной концентрацией расклинивающего наполнителя), называется порцией расклинивающего наполнителя. Она закачивается по скважине до зоны перфорирования. Объем порции расклинивающего наполнителя является важным параметром и оказывает значительное влияние на необходимые свойства получаемого гидравлического разрыва. Для расчета данного объема необходимо знать такие характеристики формации, как модуль Юнга породы и давление закрытия трещины. В зависимости от этих характеристик нефте- или газосодержащей породы рассчитываются размеры порций расклинивающего наполнителя таким образом, что закачанные порции расклинивающего наполнителя удерживают сформированную трещину от закрытия. Было обнаружено, что для достижения значительного повышения проницаемости необходимо, чтобы время нагнетания одной порции расклинивающего наполнителя с поверхности составляло менее 30-40 с при стандартной скорости закачки.
Третья стадия представляет собой закачивание заданного объема не содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва. Объем жидкости, закачиваемый на третьей стадии, является ключевым параметром для создания неоднородной структуры расклинивающего наполнителя повышенной проницаемости. Объем жидкости, не содержащей расклинивающий наполнитель, определяют из таких характеристик, как модуль Юнга формации, давление закрытия трещины и размер стадии расклинивающего наполнителя. Было обнаружено, что время закачивания на третьей стадии должно составлять менее 30-40 с при стандартной величине закачки, что предотвращает сформированную трещину от закрытия.
Порцию расклинивающего наполнителя, сформированную на второй стадии, закачивают по скважине до зоны перфорирования. Порция расклинивающего наполнителя, достигшая зоны перфорирования, разделяется на ряд более мелких частей, так называемые колонки расклинивающего наполнителя. Количество и размер групп перфорационных отверстий и объем порции расклинивающего наполнителя определяют количество колонок, которые образуются из одной порции расклинивающего наполнителя. Колонки расклинивающего наполнителя доставляются в зону разрыва с жидкостью для гидравлического разрыва.
Вторая и третья стадии повторяются необходимое количество раз. Продолжительность каждой стадии и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости могут варьироваться.
В результате такой обработки в гидравлическом разрыве образуются неоднородные структуры расклинивающего наполнителя. После закрытия трещины устойчивые формации расклинивающего наполнителя удерживают стенки трещины и предотвращают ее полное закрытие.
Ключевым элементом настоящего изобретения является разработанная стратегия перфорирования. Данная стратегия будет различна для разных типов гидравлических разрывов в горизонтальных скважинах. В настоящее время известны два типа гидравлических разрывов в горизонтальных скважинах. Они различаются по направлению распространения трещины на продольные и поперечные разрывы.
В настоящем изобретении используются термины технологии перфорирования. Технологии перфорирования сами по себе не являются предметом настоящего изобретения, однако надлежащее описание данных технологий имеется в журнале ΟίΙΓίοΙά КсуЮу. осень 2006, с. 18-35, Νο\ν Ргаейсек ίο Епйапее РсгГогаЦоп ВекиЮ (Новые способы повышения эффективности перфорирования). В приводимом ниже описании даются ссылки на использование как ориентированных, так и неориентированных перфорационных технологий.
Предлагаемая стратегия перфорирования состоит в следующем.
1. В случае продольного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания набора групп перфорационных каналов в сочетании с разработанной программой закачивания жидкости, согласно которой расклинивающий наполнитель закачивается отдельными порциями (фиг. 2). Под группами перфорационных отверстий подразумевается интервал перфорирования с высокой плотностью перфорирования. Группы отделены друг от друга неперфорированными интервалами.
2. В случае поперечного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания нескольких перфорационных каналов, расположенных в одной плоскости, но имеющих разную ориентацию относительно оси скважины (фиг. 4). Разделение порции расклинивающего наполнителя будет проходить в перфорационных каналах, направленных в разные стороны. В этом случае расклинивающий наполнитель необходимо закачивать в виде отдельных порций крайне малого объема для предотвращения обрушения соседних порций расклинивающего наполнителя в процессе перемещения.
- 2 016864
3. В случае поперечного разрыва неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается за счет создания нескольких перфорационных каналов, расположенных в одной плоскости, но имеющих разные фазы (фиг. 5). Расклинивающий наполнитель необходимо закачивать в виде отдельных порций крайне малого объема, отделяемых друг от друга порциями жидкости меньшей вязкости, не содержащими расклинивающего наполнителя. Жидкость малой вязкости без расклинивающего наполнителя разделяет порцию расклинивающего наполнителя за счет так называемого эффекта образования языков (Нотку С. УБсоик Гшдеппд ίη рогоик тсШа (Аппиа1 Ксу. οί Р1шб МесН., 1987, ν. 19, р. 271-314))
4. В случае продольного разрыва, ориентация перфорационных каналов (фазы мест перфорирования) относительно предпочтительной плоскости перфорирования может различаться для соседних перфорационных каналов в пределах одной и той же группы или для соседних групп (при этом ориентация всех перфорационных каналов в пределах одной группы остается одинаковой). Таким образом, в случае неориентированного перфорирования один перфорационный канал может иметь фазу 120°, а другой 60°. Либо, в случае ориентированного перфорирования, один перфорационный канал может иметь ориентацию 30° относительно предпочтительной плоскости перфорирования, а соседний - 10° относительно предпочтительной плоскости перфорирования. Такое варьирование ориентации перфорационных каналов приводит к различию в перепадах давления между скважиной и разрывом, что, в свою очередь, вызывает различие в скоростях прохождения порций расклинивающего наполнителя по соседним перфорационным каналам. За счет этого можно достичь необходимого эффекта, в результате которого соседние колонки расклинивающего наполнителя будут отделены друг от друга.
Данная технология иллюстрируется на фиг. 6. За счет изменения угла ориентации перфорационных каналов относительно главной предпочтительной плоскости перфорирования можно обеспечить различие между гидравлическим сопротивлением двух соседних групп перфорационных каналов, что приведет к четкому разделению двух соседних колонок расклинивающего наполнителя. На фиг. 5 изображены перфорационные каналы с углом 180°, однако очевидно, что применение данной технологии модулирования угла ориентации не ограничивается случаем перфорационных каналов, ориентированных под углом 180°. Варьирование гидравлического сопротивления околоскважинного пространства за счет модуляции угла ориентации можно сочетать с другим способом фазирования перфорационных каналов, включая фазирование с углом 60°.
Таким образом, предлагаемый новый способ формирования гидравлического разрыва включает следующие ключевые стадии.
1. Гидравлический разрыв горизонтальных скважин за счет попеременного закачивания жидкости для гидравлического разрыва и жидкости для гидравлического разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель.
2. Применение разработанной стратегии перфорирования с созданием кластеров перфорационных каналов с различной плотностью перфорационных каналов. В качестве крайнего случая возможно создание перфорационных каналов. Тип применяемой стратегии перфорирования зависит от режима образования разрыва.
3. В случае продольного разрыва время закачивания порции расклинивающего наполнителя (стадия 2) и чистой жидкости для гидравлического разрыва (стадия 3) должно быть небольшим. Согласно проведенным расчетам значительное повышение гидравлической проницаемости трещины достигается, когда время стадий 2 и 3 составляет менее 30-40 с.
4. В случае поперечного разрыва объем жидкости для гидравлического разрыва с расклинивающим наполнителем и чистой жидкости для гидравлического разрыва, проходящие через интервал перфорирования, должны быть очень маленькими для достижения значительного роста проницаемости. Желаемый эффект можно достичь с применением технологии ограниченной подачи жидкостей и одновременного создания нескольких поперечных разрывов. Время закачивания на стадиях 2 и 3 в данном случае должно быть менее 30-40 с. Это приведет к тому, что на стадиях 2 и 3 закачивания количества чистой жидкости и жидкости с расклинивающим наполнителем, поступающие в один поперечный разрыв, оказывается незначительным, что обеспечивает повышение проницаемости трещины.
Описание чертежей
На фиг. 1 изображен стандартный процесс однородного размещения расклинивающего наполнителя для создания продольного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 - скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке.
На фиг. 2 изображен процесс неоднородного размещения расклинивающего наполнителя для создания продольного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке.
На фиг. 3 изображен вариант неоднородного размещения расклинивающего наполнителя для создания поперечного разрыва в горизонтальной скважине (стадия образования разрыва). Обозначения: 1 скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечный разрыв.
- 3 016864
На фиг. 4 изображена схема неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в поперечном разрыве. Порция расклинивающего наполнителя, поступающая в зону перфорирования, разделяется в перфорационных отверстиях на соответствующее количество колонок расклинивающего наполнителя, распространяющихся в скважине в радиальном направлении. Обозначения: 1 - скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечные разрывы.
На фиг. 5 изображена схема неоднородного размещения расклинивающего наполнителя в поперечном разрыве. Представлен вид порции расклинивающего наполнителя с последующей порцией жидкости низкой вязкости. Обозначения: 1 - скважина, 2 - расклинивающий наполнитель, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 4 - поперечный разрыв, 5 - закачанная жидкость низкой вязкости с эффектом образования языков между колонками расклинивающего наполнителя.
На фиг. 6 изображен вариант варьирования ориентации перфорационных отверстий между соседними группами. Такое варьирование приводит к тому, что величина перепада давления между перфорационными отверстиями будет различаться для соседних групп. Такое различие величин перепада давления приводит к разной скорости прохождения предварительно образованных колонок расклинивающего наполнителя через соседние группы перфорационных каналов, что предотвращает их объединение и, тем самым, обеспечивает неоднородное размещение расклинивающего наполнителя. Обозначения: 1 - скважина, 3 - расположение перфорационных каналов в обсадной колонке, 6 - направление роста разрыва, так называемая предпочтительная плоскость перфорирования.
Сущность разработанного технического решения может быть проиллюстрирована следующим примером.
Была сконструирована прозрачная ячейка, имитирующая стенки трещины, с размерами 1 мх40 смх 1 см. Через ячейку прокачивали жидкость для гидроразрыва пласта. Жидкость поступала в ячейку через отверстие диаметром 1 см, выполняющее роль перфорационного отверстия. Сквозь данную ячейку прокачивали сшитый гель с содержанием полисахарида 2,4 г/л. В качестве порции расклинивающего наполнителя использовался сшитый гель с содержанием полисахарида 2,4 г/л и с добавленным расклинивающего наполнителя ЛсРгас СВ 20/40. Содержание расклинивающего наполнителя было 960 г расклинивающего наполнителя к 1 л сшитого геля. При прокачивании чередующихся порций чистого геля и геля, содержащего расклинивающий наполнитель, через ячейку наблюдалось образование неоднородных колонок расклинивающего наполнителя. Скорость прокачивания варьировалась от 1 до 20 л/мин. При моделировании неоднородных колонок расклинивающего наполнителя в устройстве для определения гидравлической проницаемости материала было обнаружено значительное повышение гидравличесокй проницаемости ячейки. Обычная упаковка расклинивающего наполнителя обеспечивала гидравлическую проницаемость 150 Д при нагрузке 6,9 МПа в то время, как ячейка с неоднородными областями расклинивающего наполнителя обеспечивала значение гидравлической проницаемости в 3000 Д при нагрузке 6,9 МПа.
Claims (5)
1. Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов, содержащий групповую схему перфорирования пласта совместно с попеременной закачкой, содержащей и не содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва для образования сети каналов повышенной проницаемости для прохождения потока добываемых текучих сред, в котором подают порцию содержащей расклинивающий наполнитель жидкости в течение времени, составляющем менее 30 с, непосредственно в зону перфорации с образованием колонок расклинивающего наполнителя, после чего подают порцию не содержащей расклинивающий наполнитель жидкости в течение времени, составляющем менее 30 с.
2. Способ по п.1, в котором при продольном разрыве неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается путем создания интервалов перфорирования с высокой плотностью перфорирования при закачивании расклинивающего наполнителя отдельными порциями.
3. Способ по п.1, в котором при поперечном разрыве неоднородное размещение расклинивающего наполнителя достигается путем создания нескольких перфорационных каналов, расположенных в одной плоскости, но имеющих разные фазы, при этом расклинивающий наполнитель закачивают очень маленькими порциями.
4. Способ по п.3, в котором между порциями содержащей расклинивающий наполнитель жидкости закачивают порции не содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для создания так называемого эффекта образования языков.
5. Способ по п.1, в котором при продольном разрыве ориентация перфорационных каналов относительно предпочтительной плоскости перфорирования является различной для соседних групп каналов и ориентация всех перфорационных каналов в пределах одной группы каналов остается одинаковой.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2008/000051 WO2009096805A1 (en) | 2008-01-31 | 2008-01-31 | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070909A1 EA201070909A1 (ru) | 2011-08-30 |
| EA016864B1 true EA016864B1 (ru) | 2012-08-30 |
Family
ID=40913003
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070909A EA016864B1 (ru) | 2008-01-31 | 2008-01-31 | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2235320A4 (ru) |
| CN (1) | CN101952544B (ru) |
| AU (1) | AU2008349610B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0821335A2 (ru) |
| CA (1) | CA2711773C (ru) |
| EA (1) | EA016864B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009096805A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516626C1 (ru) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
| RU2616052C1 (ru) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX348816B (es) | 2010-05-17 | 2017-06-30 | Schlumberger Tech B V * | Métodos para proporcionar barros de agentes de soporte en tratamientos de fracturación. |
| CN102155208B (zh) * | 2011-03-01 | 2013-04-10 | 西南石油大学 | 一种提高支撑剂在大厚储层中有效铺置的方法 |
| US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| CN103733091A (zh) * | 2011-06-24 | 2014-04-16 | 德州系统大学董事会 | 用于确定岩层中的水力裂缝的间距的方法 |
| CA2841040A1 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| US8967262B2 (en) * | 2011-09-14 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining fracture spacing and well fracturing using the method |
| WO2013055851A2 (en) * | 2011-10-12 | 2013-04-18 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations |
| CN102364041B (zh) * | 2011-10-26 | 2014-03-26 | 王胜存 | 水平井压裂缝填充孚盛砂建立透油阻水筛的采油方法 |
| WO2014028432A1 (en) * | 2012-08-13 | 2014-02-20 | Schlumberger Canada Limited | Competition between transverse and axial hydraulic fractures in horizontal well |
| US9784085B2 (en) | 2012-09-10 | 2017-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for transverse fracturing of a subterranean formation |
| CN103087699B (zh) * | 2012-12-27 | 2015-05-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型油藏携砂调剖剂组合物及调剖方法 |
| CN103195402B (zh) * | 2013-04-12 | 2015-12-09 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 一种煤层气井的分段压裂的系统和方法 |
| US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
| CN103306659B (zh) * | 2013-07-04 | 2016-05-18 | 中国石油大学(华东) | 一种实现超高导流能力的压裂工艺 |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| WO2015089458A1 (en) | 2013-12-13 | 2015-06-18 | Schlumberger Canada Limited | Creating radial slots in a wellbore |
| US10221667B2 (en) | 2013-12-13 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Laser cutting with convex deflector |
| RU2016133486A (ru) * | 2014-01-17 | 2018-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ обработки скважины |
| RU2688700C2 (ru) | 2014-06-30 | 2019-05-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин |
| RU2551571C1 (ru) * | 2014-09-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| EP3212884B1 (en) | 2014-10-30 | 2021-03-03 | Services Petroliers Schlumberger | Method of creating radial slots in a subterranean formation |
| US10815766B2 (en) | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
| CN105386746A (zh) * | 2015-11-18 | 2016-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井水力压裂射孔方法 |
| WO2018049367A1 (en) * | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
| EA201991640A1 (ru) | 2017-01-04 | 2019-11-29 | Интенсификация пласта, включающая гидроразрыв пласта через выступающие каналы | |
| WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | CONTROLLED PIPE RELEASE |
| WO2019014160A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | RADIAL DRILL LINK TRANSMISSION AND FLEXIBLE SHAFT PROTECTION COVER |
| US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| RU2153064C1 (ru) * | 2000-01-11 | 2000-07-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
-
2008
- 2008-01-31 BR BRPI0821335-6A patent/BRPI0821335A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-01-31 CN CN200880125456.3A patent/CN101952544B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-01-31 WO PCT/RU2008/000051 patent/WO2009096805A1/en active Application Filing
- 2008-01-31 EP EP08793994.8A patent/EP2235320A4/en not_active Withdrawn
- 2008-01-31 EA EA201070909A patent/EA016864B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-01-31 AU AU2008349610A patent/AU2008349610B2/en not_active Ceased
- 2008-01-31 CA CA2711773A patent/CA2711773C/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| RU2153064C1 (ru) * | 2000-01-11 | 2000-07-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2516626C1 (ru) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
| RU2616052C1 (ru) * | 2016-05-05 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2008349610B2 (en) | 2012-04-12 |
| EP2235320A4 (en) | 2016-03-23 |
| BRPI0821335A2 (pt) | 2015-06-16 |
| CA2711773A1 (en) | 2009-08-06 |
| CN101952544A (zh) | 2011-01-19 |
| AU2008349610A1 (en) | 2009-08-06 |
| WO2009096805A8 (en) | 2015-05-14 |
| WO2009096805A1 (en) | 2009-08-06 |
| EA201070909A1 (ru) | 2011-08-30 |
| CA2711773C (en) | 2013-03-19 |
| CN101952544B (zh) | 2013-09-11 |
| EP2235320A1 (en) | 2010-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016864B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| Zhdanov et al. | Application of foam for gas and water shut-off: review of field experience | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| WO2010044697A1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CN107435535A (zh) | 一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法 | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2418943C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2465445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| EA012022B1 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов | |
| RU2459070C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| RU2299979C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2485300C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах | |
| RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа | |
| RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |