NO842774L - Fremgangsmaate for aa frakturere en underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsmaate for aa frakturere en underjordisk formasjonInfo
- Publication number
- NO842774L NO842774L NO842774A NO842774A NO842774L NO 842774 L NO842774 L NO 842774L NO 842774 A NO842774 A NO 842774A NO 842774 A NO842774 A NO 842774A NO 842774 L NO842774 L NO 842774L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fracturing
- density
- fluid
- formation
- fracturing fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 65
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 53
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fittings On The Vehicle Exterior For Carrying Loads, And Devices For Holding Or Mounting Articles (AREA)
- Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Description
Oppfinnelsen retter seg mot en fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en underjordisk formasjon.
Hydrauliske fraktureringsteknikker har vært anvendt i stor utstrekning for å øke gjenvinningen av hydrokarboner fra underjordiske formasjoner. Disse teknikker involverer å inji-sere et fraktureringsfluidum ned en brønn i kontakt med den underjordiske formasjon som skal fraktureres. Tilstrekkelig høyt trykk påføres fraktureringsfluidumet for å starte og forplante en frakturering i den underjordiske formasjonen.
Det er vanligvis antatt at ved dybder vil frakturene som dannes være vertikale frakturer. Dette er fordi ved dybder er de minste hovedspenninger i de fleste formasjoner i hori-sontalplanet som fremskaffer en foretrukket vertikal fraktur-orientering.Propphindrende middel blir vanligvis blandet i fraktureringsfluidumet og avsettes i frakturen for å opprett-holde frakturen åpen.
Hydraulisk frakturering er vidt anvendt for å øke produksjons-graden fra olje- og gassbrønner. Fraktureringsbehandlinger utføres vanligvis straks etter at formasjonsmellomrommet som skal fremstilles, er fullendt, det betyr straks etter at flu- ■ idkommunikasjon mellom brønnen og reservoarmellomrommet er etablert for produksjonsformål eller injiseringsformål. Brøn-ner fraktureres noen ganger med det formål å stimulere produksjonen etter signifikant uttømming av reservoaret.
Hydraulisk frakturering er hovedfremgangsmåten som anvendes for å stimulere produksjon fra olje- og gassbrønner i lav-gjennomtrengelige reservoarer. Nesten alle slike frakturer er vertikale. Det er alltid ønskelig, og noen ganger nødven-dig, å begrense den vertikale utstrekning (høyden) av slike frakturer til den hydrokarbonbærende sone av interesse, men å forlenge frakturen for en vesentlig horisontal distanse. Ofte er den ønskede horisontale utstrekning (lengden) mange ganger den ønskede høyden... Det ønskede resultat kan straks oppnås når mellomrommet som skal fraktureres avgrenses oppe og nede av lag som hindrer vekst av frakturer, slik som myk leirskifer. I mange andre tilfeller er grenselagene ikke effektive i å forhindre vertikal vekst av frakturer. Dette er en hovedbegrensning for anvendelse av hydraulisk fraktu-reringsteknologi. I slike tilfeller vokser den resulterende fraktur inn i de ikke-produktive grenselagene, og noe av det verdifulle fraktureringsmateriale er bortkastet. I tilfeller hvor gjennomtrengelige lag som inneholder uønskede fluider, slik som vann, også er gjennomtrengt av frakturen, vil en stor mengde av uønsket fluidum introduseres gjennom frakturen og inn i produksjonsbrønnen. I tilfeller hvor mengden av slikt uønsket fluidum er prohibitiv, må brønnen forlates.
Den foreliggende oppfinnelse søker å tilveiebringe en fremgangsmåte for å kontrollere den vertikale vekst av en hydraulisk fraktur i en underjordisk formasjon lokalisert inntil en annen underjordisk formasjon, i hvilken forplantning av frakturen skal unngås.
Følgelig innehar oppfinnelsen en fremgangsmåte for å frakturere en underjordisk formasjon som er lokalisert inntil en annen formasjon, i hvilken frakturdannelse skal forhindres, innbefattende trinnene: a) å fastlegge fraktureringsgradienten i den underjordiske formasjonen som skal fraktureres, b) å fastlegge fraktureringsgradienten i den tilstøtende formasjon, hvor frakturering skal forhindres, c) å fastlegge fra disse fraktureringsgradienter tettheten"hv fraktureringsfluidet, som er nødvendig for å forhindre forplantning av frakturering inn i nevnte tilstøtende formasjon, d) å velge et fraktureringsfluid med den nødvendige tetthet for å hindre forplantningen av nevnte frakturering inn i nevnte tilstøtende formasjon mer enn den spesifiserte vertikale distanse, og e) å frakturere nevnte underjordiske formasjon med fraktureringsfluid.
Tegningen viser en brønn som trenger seg gjennom et flertall underjordiske formasjoner, hvorav en blir frakturert ved en fremgangsmåte i samsvar med et eksempel av den foreliggende oppfinnelse.
Idet det vises til tegningen strekker en brønn 10 seg fra overflaten av jorden inn i underjordiske formasjoner 11 - 15. Brønnen 10 er utstyrt med et foringsrør 16, som omgis av se-ment 17 som forhindrer kommunikasjon i brønnen på utsiden av foringsrøret mellom de underjordiske formasjoner. Kommunikasjon med en underjordisk formasjon som er hydrokarbonbærende, etableres ved perforeringer, slik som perforeringene 18, som strekker seg inn i den underjordiske formasjonen 13 f. eks. For å forøke produksjonen fra en hydrokarbonbærende formasjon 13, utføres en fraktureringsbehandling gjennom perforeringene 18 for derved å produsere den vertikalt anbragte fraktur 19.
Det er et spesifikt trekk ved den foreliggende fremgangsmåte
å forhindre veksten av frakturen 19 og forhindre den fra å trenge gjennom ikke-gjennomtrengelige formasjoner, slik som 12 og 14, inn i gjennomtrengelige formasjoner som inneholder uønskede fluider, slik som 11 og 15. Frakturen 19 vises idet den tenderer å vokse oppover inn i formasjonen 12. Siden frakturvekst domineres ved størrelsen av de minste hovedspenninger in situ, er spenningen normalt på frakturplanet i formasjonen 12 ikke særlig større enn den i formasjonen 13.
Den minste hovedspenningen kan uttrykkes som en frakturerings-gradient gf, som er den minste hovedspenningen S, dividert ved dybden Z, det er:
For at frakturen skal forplante seg, må fluidtrykket i frakturen overskride S^. Fluidtrykket i frakturen øker lineært med dybden avhengig av fluidtettheten, det totale trykket ved ethvert punkt er PQ + pgh, hvor PQ er trykket ved et referanse- punkt Zq i fluidet, p er fluidtettheten, g er tyngdens akse-lerasjon og h er den vertikale avstanden fra referansepunktet Zq, positivt nedover. Fluidtrykkgradienten på grunn av vertikal strømning i frakturen er utelatt. I praksis er det behen-dig å uttrykke fluidtrykkgradienten relativt gradienten g^i rent vann, som er 9,73 kPa/m. Gradienten for ethvert fluid er da 9,73 (p/pQ), hvor p er tettheten på fluidet og pQ er tettheten på vann, uttrykt i de samme enheter. Således er fluidtrykket P^i frakturen, slik som ved 19 i tegningen, gitt ved
Den ovenfor nevnte informasjon anvendes nå for å forhindre tendensen til frakturen 19 å vokse oppover. Dette ses best fra det følgende eksempel. Anta at fraktureringsgradienten g^av formasjonen 13 og g^av formasjonen 12 er bestemt å være 15,83 kPa/m, så blir fluidtrykket i fraksjonen:
Ved å la referansepunktet Zq være bunnen av formasjonen 13, forplanter frakturen seg som følger:
Ved å la fraktureringsfluidet være vann, vil trykket være ved ethvert punkt i frakturen Pz:
siden h er positiv nedover, er trykket Pzmindre enn p . Således er trykket P^ztil frakturen ved ethvert punkt Z over
V
hvor [h] er den absolutte verdien av h.
Således vil frakturen ha en sterk tendens til å forplante seg oppover. For å unngå denne tendens, må det anvendes et fraktureringsfluid med en tetthet slik at:
For å tilveiebringe en sikkerhetsmargin, bør det velges et fluid med vekt 1,68 - 1,80 kg/l.
Fra eksemplet ovenfor kan det ses at frakturer tenderer å vokse oppover for formasjoner med like fraktureringsgradienter, som er i det normale området (13,57 - 20,36 kPa/m). Fraktureringsgradienter, vanligvis, men ikke alltid, øker med dybden.
Et tilfelle av nedadvendende frakturvekst og innretninger for å forhindre dette, vil slik vekst nå bli beskrevet for et eksempel i hvilket fraktureringsgradienten i formasjonen 13 er 15,83 kPa/m, og gradienten i formasjonen 14 er 15,61 kPa/m. Fraktureringstrykket ved Zq, bunnen av formasjonen 13, er 15,83ZQ. Fraktureringstrykket i laget 14 ved ethvert punkt Z + h er:
o
Like under formasjonen 13 er fraktureringstrykket i formasjonen 14 mindre enn i formasjJ onen 13 ved 15,' 83 Z o - 15,61 Zoeller 0,22 Z o. Således vil frakturen ha en sterk tendens til forplantning inn i laget 14. For å forplante frakturen i formasjonen 13 uten å fortsette forplantning nedad i forma-
sjonen 14, må P være:
J z
Dette trenger:
Hvis ZQ= 1524 m, behøves 15,61 h > 335,28 eller h > 22,.1 m. Men det må også legges til for fraktureringsfluidsøylen. Dette nødvendiggjør et tillegg til h, = A h, for å balansere fluidsøylen mot frakturgradientforskjellen. Dette trenger: Hvis frakturen trenger inn 3 0,5 m i formasjonen 14, vil
Det midlet som er tilgjengelig for å justereP/PQer valg av fraktureringsfluider med ulik tetthet, valg av forskjellige konsentrasjoner av propphindrende middel og valg av propphindrende middel med forskjellig tetthet. Enhver praktisk kombinasjon av fluid, propphindrende middel og tetthet av det propphindrende middel kan anvendes.
Innretningen for å bestemme fraktureringsgradienten innbefatter direkte måling av fraktureringstrykket og korrelasjoner, slik som de beskrevet av Breckels, I. M. and Van Eekelen,
H. A. M., "Relationship Between Horizontal Stress and Dpth
in Sedimentary Basins", Journal of Petroleum Technology, september 1982, sidene 2191 - 2199. Enhver annen egnet inn-retning kan anvendes.
Midlet for justering av fluidtetthet vil nå bli vist. I det foregående eksempel for en oppad voksende fraktur trengs en fluid med tetthet større enn 1,63 kg/l. Dette kan'oppnås ved å oppløse en egnet mengde av tilstrekkelig oppløselig og tykt salt i vann sammen med geledannende midler etc, f. eks. natriumbromid. Imidlertid vil det vanligvis være mer økono-misk å oppnå den ønskede tetthet ved å tilføye en passende mengde av propphindrende middel til det vannholdige fluidet. Noe av økningen i tetthet kan oppnås hvis ønsket, ved å oppløse rimelige salter, slik som natrium eller kaliumklorid, i vannholdig fluid. I ikke-vannholdige fluider kan den samme type prosedyre følges.
Tettheten av et fluid som inneholder faste parriklerPfs?slik som propphindrende midler, gis ved:
hvor p f er fluidtettheten, C f er den andelen av hele volumet som opptas av fluidet, pg er tettheten av de faste partikler og Cg er den andelen av hele volumet som opptas av faste partikler. Tettheten av fraktureringsfluidene og konsentrasjonen av faste partikler som inneholdes deri er vanligvis uttrykt i kg/l: hvor V er andelen av propphindrende middel i slammet. Volumet av det propphindrende middel i en liter er: hvor p ser sandkorntettheten i kg/l = 2,65. For å oppnå en vannslamtetthet på 1,63 kg/l trenger::
Hvis en større økning i tetthet er nødvendig enn den som oppnås ved sand, kan det anvendes en sintret bauxitt eller annet middel. Dersom det trengs en enda høyere tetthet, kan tettheten av basisfluidet økes ved tilsetning av et oppløselig salt.
For å oppnå et mindre tett fraktureringsfluid, kan en lav-tetthetsvæske, slik som dieselolje, anvendes. For å oppnå en enda lavere tetthet, kan den vannholdige eller oljevæsken blandes med en gass for å oppnå et stabilt skum, som er vel kjent for fagmannen som driver med hydraulisk frakturering. Tettheten på slikt skum, innbefattende propphindrende middel hvis ønsket, utregnes på en måte lik den gitt ovenfor for et vannholdig slam.
Fra de foregående eksempler ses det at kontroll av vertikal vekst av frakturer utøves ved kontroll av den vertikale trykk-fordelingen innenfor fraktureringsfluidet. Hvis det ønskes hindring av frakturvekst oppad, anvendes et tett frakturer-ingsf luid. Hvis hindring av frakturvekst nedad ønskes, anvendes et lett fraktureringsfluid. Nærmere bestemt bestemmes fraktureringsgradientene i den formasjonen som skal fraktureres og i den tilstøtende formasjon hvor frakturering skal hindres. Ut fra dette fastsettes fluidtettheten som er nød-vendig for å nekte forplantning av frakturen inn i formasjonen hvor frakturering skal unngås, eller den fluidtettheten som er nødvendig for å minimalisere gjennomtrengning av frakturen inn i formasjonen til ikke mer enn en spesifisert vertikal avstand. Et fraktureringsfluid klargjøres som har mer enn minimumstettheten som trengs hvis oppad forplantning skal forhindres eller mindre enn maksimum av ønsket tetthet hvis nedad forplantning skal forhindres, som regner med mengden av propphindrende middel som skal brukes i -fraktureringsfluidet.
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for å frakturere en underjordisk formasjon, som er lokalisert inntil en annen formasjon i hvilken frakturering skal unngås, karakterisert ved at den innbefatter trinnene:
a) å bestemme fraktureringsgradienten i den underjordiske formasjonen som skal fraktureres,
b) å bestemme fraktureringsgradienten i den tilstøtende formasjonen hvor frakturering skal unngås,
c) å bestemme fra nevnte fraktureringsgradienter den fraktu-reringsfluidtetthet som er nødvendig for å forhindre forplantning av frakturering inn i nevnte tilstøtende formasjon,
d) å velge et fraktureringsfluid med den nødvendige tetthet for å forhindre forplantning av nevnte frakturering inn i nevnte tilstøtende formasjon mer enn nevnte spesifiserte vertikale distanse, og
e) å frakturere den underjordiske formasjonen med nevnte fraktureringsfluid.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at tettheten av fraktureringsfluidet er større enn minimumsfraktureringsfluidtettheten som er nødvendig for frakturvekst oppad.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at tettheten av nevnte fraktureringsfluid er mindre enn maksimumsfraktureringsfluidtettheten som er nødven-dig for frakturvekst nedad.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at for å avhjelpe i forhindring av frakturvekst oppad, økes tettheten av nevnte fraktureringsfluid ved tilsetning av et granulært, fast, propphindrende middel, sand sintret bauxitt og/eller et salt oppløselig i fluidet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at for å avhjelpe i å forhindre frakturvekst nedad minskes tettheten av nevnte fraktureringsfluid ved tilsetning av en olje med lav tetthet og/eller en gass som danner et stabilt skum.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at fraktureringsfluidets tetthet bestemmes i samsvar med det følgende for å forhindre frakturvekst oppad:
p <>> (p0) (gf)/gw)
hvor: p = tettheten av fraktureringsfluidet i kilo pr. liter,
p = tettheten av vann,
o
g^ = fraktureringstrykkgradienten av formasjonen som
skal fraktureres,
gw = fluidtrykkgradienten i rent vann.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at fraktureringsfluidets tetthet bestemmes i samsvar med det følgende for å forhindre fraktureringsvekst nedad:
p <<> (p0) (gf)/(gw)
hvor: p = tettheten av fraktureringsfluidet i kilo pr. liter,
p = tettheten av vann,
Ko '
g^ = fraktureringstrykkgradienten av formasjonen som
skal fraktureres,
gw = fluidtrykkgradienten i rent vann.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/530,815 US4515214A (en) | 1983-09-09 | 1983-09-09 | Method for controlling the vertical growth of hydraulic fractures |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO842774L true NO842774L (no) | 1985-03-11 |
Family
ID=24115101
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO842774A NO842774L (no) | 1983-09-09 | 1984-07-06 | Fremgangsmaate for aa frakturere en underjordisk formasjon |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4515214A (no) |
EP (1) | EP0137578A3 (no) |
CA (1) | CA1204381A (no) |
NO (1) | NO842774L (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2566834B1 (fr) * | 1984-06-29 | 1986-11-14 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour determiner au moins une grandeur caracteristique d'une formation geologique, notamment la tenacite de cette formation |
US4635719A (en) * | 1986-01-24 | 1987-01-13 | Zoback Mark D | Method for hydraulic fracture propagation in hydrocarbon-bearing formations |
US4714115A (en) * | 1986-12-08 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
US4926940A (en) * | 1988-09-06 | 1990-05-22 | Mobil Oil Corporation | Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subsurface formation |
US4869322A (en) * | 1988-10-07 | 1989-09-26 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation |
US4887670A (en) * | 1989-04-05 | 1989-12-19 | Halliburton Company | Controlling fracture growth |
US5363919A (en) * | 1993-11-15 | 1994-11-15 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities |
US5492175A (en) * | 1995-01-09 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture |
US7032671B2 (en) * | 2002-12-12 | 2006-04-25 | Integrated Petroleum Technologies, Inc. | Method for increasing fracture penetration into target formation |
US8003578B2 (en) * | 2008-02-13 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine |
US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
WO2011032279A1 (en) | 2009-09-16 | 2011-03-24 | Robert Michael Masnyk | Method for monitoring or tracing operations in well boreholes |
US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
US20190323329A1 (en) * | 2016-12-29 | 2019-10-24 | Shell Oil Company | Fracturing a formation with mortar slurry |
PL3887640T3 (pl) * | 2018-11-26 | 2024-03-25 | Sage Geosystems Inc. | Układ, sposób i kompozycja do kontrolowania przyrostu szczeliny |
WO2021257923A1 (en) | 2020-06-17 | 2021-12-23 | Sage Geosystems Inc. | System, method, and composition for geothermal heat harvest |
US11732562B1 (en) | 2021-04-27 | 2023-08-22 | Gulfstream Services, Inc. | Offshore frac head clamp apparatus and method of use thereof |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US30484A (en) * | 1860-10-23 | Improvement in lifting-jacks | ||
US3167124A (en) * | 1961-09-07 | 1965-01-26 | Jersey Prod Res Co | Hydraulic fracturing technique |
US3372752A (en) * | 1966-04-22 | 1968-03-12 | Dow Chemical Co | Hydraulic fracturing |
US3687203A (en) * | 1970-07-23 | 1972-08-29 | Halliburton Co | Method of increasing well productivity |
US3858658A (en) * | 1973-11-19 | 1975-01-07 | Mobil Oil Corp | Hydraulic fracturing method for low permeability formations |
US3851709A (en) * | 1973-11-21 | 1974-12-03 | Mobil Oil Corp | Hydraulic fracturing method to control vertical fracture heights |
US3918524A (en) * | 1974-08-21 | 1975-11-11 | Halliburton Co | Fracture acidizing method |
US3954142A (en) * | 1974-08-21 | 1976-05-04 | Halliburton Company | Zonal fracture treatment of well formations |
US3987855A (en) * | 1974-11-25 | 1976-10-26 | Mobil Oil Corporation | Lost circulation control |
US4005750A (en) * | 1975-07-01 | 1977-02-01 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Method for selectively orienting induced fractures in subterranean earth formations |
US4186802A (en) * | 1978-03-13 | 1980-02-05 | William Perlman | Fracing process |
US4434848A (en) * | 1980-07-10 | 1984-03-06 | Standard Oil Company | Maximizing fracture extension in massive hydraulic fracturing |
US4453595A (en) * | 1982-09-07 | 1984-06-12 | Maxwell Laboratories, Inc. | Method of measuring fracture pressure in underground formations |
-
1983
- 1983-09-09 US US06/530,815 patent/US4515214A/en not_active Expired - Fee Related
-
1984
- 1984-06-06 EP EP84303816A patent/EP0137578A3/en not_active Withdrawn
- 1984-06-12 CA CA000456368A patent/CA1204381A/en not_active Expired
- 1984-07-06 NO NO842774A patent/NO842774L/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0137578A2 (en) | 1985-04-17 |
CA1204381A (en) | 1986-05-13 |
EP0137578A3 (en) | 1986-02-26 |
US4515214A (en) | 1985-05-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO842774L (no) | Fremgangsmaate for aa frakturere en underjordisk formasjon | |
CA1149732A (en) | Method of cementing wells | |
US3372752A (en) | Hydraulic fracturing | |
CA1071531A (en) | Method of fracturing a subterranean formation | |
US7069990B1 (en) | Enhanced oil recovery methods | |
US4887670A (en) | Controlling fracture growth | |
Coulter et al. | The advantages of high proppant concentration in fracture stimulation | |
Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
US3224506A (en) | Subsurface formation fracturing method | |
US3335797A (en) | Controlling fractures during well treatment | |
Carpenter et al. | Measurements of compressibility of consolidated oil-bearing sandstones | |
Thomeer et al. | Increasing occurrence of abnormally high reservoir pressures in boreholes, and drilling problems resulting therefrom | |
Kholodov | Mud volcanoes: distribution regularities and genesis (Communication 2. Geological–geochemical peculiarities and formation model) | |
CN106372377B (zh) | 一种细粉砂油层充填防砂方法 | |
US2782857A (en) | Plugging off water sands | |
Gerard et al. | An attempt towards a conceptual model derived from 1993-1996 hydraulic operations at Soultz | |
CN109458165A (zh) | 一种页岩气定向压裂增产方法 | |
US3707188A (en) | Non collapse stemming of casing subjected to explosive effects | |
Sun et al. | A Case Study of Hydraulic Fracturing in Ordos Shale Under the Combined Use of CO2 and Gelled Fluid | |
RU2715115C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
Li et al. | Study on Efficient Reconstruction Technology of Deep Volcanic Rock Reservoirs in the South Dinan Uplift | |
RU2276258C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
Watts et al. | A single CO2 injection well minitest in a low-permeability carbonate reservoir | |
Grage et al. | Lisbon Oil Field, Claiborne and Lincoln Parishes, Louisiana | |
Black et al. | Drilling and Fracturing Improvements for Low-Permeability Gas Wells in Western Canada |