RU2009149428A - Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя - Google Patents
Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя Download PDFInfo
- Publication number
- RU2009149428A RU2009149428A RU2009149428/03A RU2009149428A RU2009149428A RU 2009149428 A RU2009149428 A RU 2009149428A RU 2009149428/03 A RU2009149428/03 A RU 2009149428/03A RU 2009149428 A RU2009149428 A RU 2009149428A RU 2009149428 A RU2009149428 A RU 2009149428A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- perforation
- perforations
- clusters
- cluster
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 56
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 17
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 claims abstract 11
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract 9
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
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)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
1. Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя, включающий: ! a) этап чередования, представляющий собой закачивание чередующихся порций загущенной жидкости, не содержащей расклинивающего наполнителя, и загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, в разрываемый слой под давлением, превышающим давление разрыва, через множество кластеров перфораций в стволе скважины в разрываемом слое и ! b) заставляющий последовательности порций загущенной жидкости, не содержащей расклинивающего наполнителя, и порций загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, закачанных через соседствующие кластеры, перемещаться через трещину гидроразрыва с разными скоростями в зависимости от параметров соседствующих кластеров, ! где порции загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, образуют опоры после смыкания трещины гидроразрыва. ! 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что к параметрам кластеров относятся: диаметр отверстий в кластерах, число отверстий в кластере, длина перфорационного кластера, интервалы между перфорационными кластерами, ориентация перфорационного кластера, плотность перфораций в перфорационном кластере, длина перфорационных каналов, методы перфорации. ! 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что некоторые или все порции этапа чередования содержат упрочняющий материал. ! 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что упрочняющий материал состоит из органических и/или неорганических волокон, по выбору, покрытых только клеящим материалом или покрытых клеящим материалом, покрытым слоем неклеящего вещества, растворимого в загущенн
Claims (43)
1. Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя, включающий:
a) этап чередования, представляющий собой закачивание чередующихся порций загущенной жидкости, не содержащей расклинивающего наполнителя, и загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, в разрываемый слой под давлением, превышающим давление разрыва, через множество кластеров перфораций в стволе скважины в разрываемом слое и
b) заставляющий последовательности порций загущенной жидкости, не содержащей расклинивающего наполнителя, и порций загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, закачанных через соседствующие кластеры, перемещаться через трещину гидроразрыва с разными скоростями в зависимости от параметров соседствующих кластеров,
где порции загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, образуют опоры после смыкания трещины гидроразрыва.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что к параметрам кластеров относятся: диаметр отверстий в кластерах, число отверстий в кластере, длина перфорационного кластера, интервалы между перфорационными кластерами, ориентация перфорационного кластера, плотность перфораций в перфорационном кластере, длина перфорационных каналов, методы перфорации.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что некоторые или все порции этапа чередования содержат упрочняющий материал.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что упрочняющий материал состоит из органических и/или неорганических волокон, по выбору, покрытых только клеящим материалом или покрытых клеящим материалом, покрытым слоем неклеящего вещества, растворимого в загущенной жидкости во время ее прохождения через разрыв; металлических частиц сферической или продолговатой формы и пластинок, ленточек и дисков из органических или неорганических веществ, керамики, металлов или металлических сплавов.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что упрочняющий материал включен только в порции загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что некоторые или все порции этапа чередования дополнительно содержат материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, состоит из продолговатых частиц, имеющих отношение длины к другому их измерению больше чем 5 к 1.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, включает волокна синтетических или природных органических материалов или из стекла, керамики, графита или металла.
9. Способ по п.6, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, включен только в порции загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель.
10. Способ по п.6, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, содержит материал, который становится клейким при температуре формации.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, дополнительно покрыт неклейким материалом, который растворяется в загущенной жидкости при прохождении через трещину гидроразрыва.
12. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что упрочняющий материал включает продолговатые частицы с длиной, по крайней мере, 2 мм и диаметром от 3 до 200 мкм.
13. Способ по п.6, отличающийся тем, что материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя, включает волокна, имеющие длину, по крайней мере, 2 мм и диаметр от 3 до 200 мкм.
14. Способ по п.3, отличающийся тем, что весовая концентрация упрочняющего материала или материала, способствующего транспорту расклинивающего наполнителя, в любой из порций составляет от 0,1 до 10%.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем загущенной жидкости, содержащей расклинивающий наполнитель, меньше объема загущенной жидкости, не содержащей расклинивающего наполнителя.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что расклинивающий наполнитель представляет собой смесь частиц расклинивающих наполнителей, подобранных для минимизации получаемой пористости опор таких порций расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы расклинивающего наполнителя имеют смолистое и/или клеящее покрытие, а также могут быть покрыты слоем неклейкого вещества, растворимого в жидкости для гидравлического разрыва при прохождении через трещину гидроразрыва.
18. Способ по п.1, отличающийся тем, что за этапом чередования осуществляют непрерывное введение в трещину гидроразрыва загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, частицы которого имеют практически однородный размер частиц.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что загущенная жидкость на этапе, следующем за этапом чередования, кроме того, содержит упрочняющий материал и/или материал, способствующий транспорту расклинивающего наполнителя.
20. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкости загущены при помощи полимера или вязкоупругого поверхностно-активного вещества.
21. Способ по п.2, отличающийся тем, что число перфорационных отверстий в каждом из кластеров не является одинаковым.
22. Способ по п.2 или 21, отличающийся тем, что диаметр перфорационных отверстий во всех кластерах не является одинаковым.
23. Способ по п.2, отличающийся тем, что длина перфорационных каналов во всех кластерах не является одинаковым.
24. Способ по п.2, отличающийся тем, что используют, по крайней мере, два различных метода перфорации кластеров.
25. Способ по п.2, отличающийся тем, что некоторые кластеры выполнены методом перфорации с отрицательным дифференциальным давлением.
26. Способ по п.2, отличающийся тем, что некоторые кластеры выполнены методом перфорации с положительным дифференциальным давлением.
27. Способ по п.2, отличающийся тем, что перфорации в разных кластерах ориентированы различным образом по отношению к предпочтительной плоскости разрыва.
28. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по крайней мере, два кластера перфораций, через которые проходят последовательности порций загущенной жидкости без расклинивающего наполнителя и загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, разделены кластером перфораций, имеющим достаточно малые перфорационные отверстия для того, чтобы задерживать расклинивающий наполнитель и пропускать жидкость, не содержащую расклинивающего наполнителя, в разрывный слой.
29. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждая пара перфораций, через которые проходят последовательности порций загущенной жидкости без расклинивающего наполнителя и загущенной жидкости, несущей расклинивающий наполнитель, разделены кластером перфораций, имеющим достаточно малые перфорационные отверстия для того, чтобы задерживать расклинивающий наполнитель и пропускать жидкость, не содержащую расклинивающего наполнителя, в разрывный слой.
30. Способ по п.1, отличающийся тем, что число кластеров перфораций лежит в пределах от 2 до 300.
31. Способ по п.1, отличающийся тем, что число кластеров перфораций лежит в пределах от 2 до 100.
32. Способ по п.2, отличающийся тем, что длина кластера перфораций лежит в пределах от 0,15 м до 3,0 м.
33. Способ по п.2, отличающийся тем, что кластеры перфораций выполнены с интервалом в пределах от 0,30 м до 30 м.
34. Способ по п.2, отличающийся тем, что перфорации выполнены с плотностью в пределах от 1 до 30 выстрелов на каждые 0,3 м.
35. Способ по п.1, отличающийся тем, что конфигурация закачивания определяется на основе математической модели.
36. Способ по п.35, отличающийся тем, что конфигурация закачивания содержит поправку на рассеивание порции загущенной жидкости.
37. Способ по п.2, отличающийся тем, что параметры перфорационных кластеров определяются из математической модели.
38. Способ по п.2, отличающийся тем, что, по крайней мере, один из параметров: объем порции загущенной жидкости, состав порции загущенной жидкости, размер проппанта, концентрация проппанта, количество перфорационных отверстий в кластере, длина перфорационного кластера, интервалы между перфорационными кластерами, ориентация перфорационного кластера, плотность перфораций в перфорационном кластере, длина перфорационных каналов, методы перфорации, концентрация упрочняющего материала или материала, способствующего транспорту расклинивающего наполнителя, остается постоянным вдоль скважины в слое гидроразрыва.
39. Способ по п.2, отличающийся тем, что, по крайней мере, один из параметров: объем порции загущенной жидкости, состав порции загущенной жидкости, размер проппанта, концентрация проппанта, количество перфорационных отверстий в кластере, длина перфорационного кластера, интервалы между перфорационными кластерами, ориентация перфорационного кластера, плотность перфораций в перфорационном кластере, длина перфорационных каналов, методы перфорации, концентрация упрочняющего материала или материала, способствующего транспорту расклинивающего наполнителя, увеличивается или уменьшается вдоль скважины в слое гидроразрыва.
40. Способ по п.2, отличающийся тем, что, по крайней мере, один из параметров: объем порции загущенной жидкости, состав порции загущенной жидкости, размер проппанта, концентрация проппанта, количество перфорационных отверстий в кластере, длина перфорационного кластера, интервалы между перфорационными кластерами, ориентация перфорационного кластера, плотность перфораций в перфорационном кластере, длина перфорационных каналов, методы перфорации, концентрация упрочняющего материала или материала, способствующего транспорту расклинивающего наполнителя, изменяется вдоль скважины в слое гидроразрыва.
41. Способ по п.1, отличающийся тем, что опоры расклинивающего материала формируют и размещают в трещине гидроразрыва таким образом, что опоры не простираются на все расстояние поперек трещины гидроразрыва, а прерываются каналами так, что каналы образуют связанную сеть каналов, ведущую в ствол скважины.
42. Способ по п.1, отличающийся тем, что порции загущенной жидкости с расклинивающим наполнителем имеют объемы в пределах от 80 до 16000 л.
43. Способ по п.1, отличающийся тем, что перфорации выполняют в виде щелей, прорезанных в трубе, выстилающей ствол скважины.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2007/000357 WO2009005387A1 (en) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydralic fracturing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009149428A true RU2009149428A (ru) | 2012-05-10 |
| RU2484243C2 RU2484243C2 (ru) | 2013-06-10 |
Family
ID=40226281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009149428/03A RU2484243C2 (ru) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8540024B2 (ru) |
| EP (1) | EP2165044A4 (ru) |
| CN (1) | CN101688443B (ru) |
| AU (1) | AU2007355915B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0721601A2 (ru) |
| CA (1) | CA2689433C (ru) |
| EG (1) | EG25846A (ru) |
| MX (1) | MX2009013755A (ru) |
| RU (1) | RU2484243C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009005387A1 (ru) |
Families Citing this family (62)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008147241A1 (en) | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Schlumberger Canada Limited | Method of propping agent delivery to the well |
| GB2474275B (en) * | 2009-10-09 | 2015-04-01 | Senergy Holdings Ltd | Well simulation |
| US9447673B2 (en) | 2010-05-17 | 2016-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments |
| 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 |
| US9027636B2 (en) | 2011-07-18 | 2015-05-12 | Dennis W. Gilstad | Tunable down-hole stimulation system |
| US8939200B1 (en) | 2011-07-18 | 2015-01-27 | Dennis W. Gilstad | Tunable hydraulic stimulator |
| US8905376B2 (en) | 2011-07-18 | 2014-12-09 | Dennis W. Gilstad | Tunable check valve |
| AU2012322860A1 (en) * | 2011-10-12 | 2014-05-29 | Schlumberger Technology B.V. | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations |
| CN102562022B (zh) * | 2012-03-02 | 2014-10-22 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种适合深层煤层气压裂的工艺技术 |
| US9309454B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations |
| WO2014025279A1 (en) * | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Schlumberger Canada Limited | Downhole heterogeneous proppant placement |
| US9068449B2 (en) * | 2012-09-18 | 2015-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transverse well perforating |
| CN103015957B (zh) * | 2012-10-16 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 导流压裂方法 |
| WO2014074326A1 (en) * | 2012-11-06 | 2014-05-15 | Schlumberger Canada Limited | Fiber agglomeration system and method |
| CN103912246A (zh) * | 2012-12-29 | 2014-07-09 | 天津滨海世纪能源科技发展有限公司 | 组合式射孔结构地热井 |
| WO2015026369A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| CA2923232C (en) * | 2013-09-26 | 2018-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation |
| US9410394B2 (en) * | 2013-12-11 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments |
| CN104727799A (zh) * | 2013-12-19 | 2015-06-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂方法 |
| CA2935543A1 (en) * | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for well treatment |
| US20150275644A1 (en) * | 2014-03-28 | 2015-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9797212B2 (en) * | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
| AU2014389579A1 (en) * | 2014-04-02 | 2016-11-03 | Schlumberger Technology B.V. | Propping agent and method for placing same in a hydraulic fracture |
| CA2945479C (en) | 2014-04-15 | 2021-04-27 | Schlumberger Canada Limited | Treatment fluid |
| RU2696908C2 (ru) * | 2014-04-23 | 2019-08-07 | ХУВАКИ, ЭлЭлСи | Проппант для жидкости гидроразрыва |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| CA2963396C (en) * | 2014-10-03 | 2019-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| WO2016072877A1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
| CN104406768B (zh) * | 2014-12-02 | 2017-01-25 | 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 | 一种纤维混合支撑剂裂缝流动模拟实验装置与方法 |
| US9169707B1 (en) | 2015-01-22 | 2015-10-27 | Dennis W. Gilstad | Tunable down-hole stimulation array |
| US10837277B2 (en) * | 2015-03-02 | 2020-11-17 | Nextier Completion Solutions Inc. | Well completion system and method |
| CA2978400A1 (en) * | 2015-03-03 | 2016-09-09 | Schlumberger Canada Limited | Stabilized pillars for hydraulic fracturing |
| RU2017130128A (ru) * | 2015-03-03 | 2019-04-03 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Материалы и определение их характеристик при канальном гидроразрыве пласта |
| WO2016164030A1 (en) * | 2015-04-09 | 2016-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability |
| US9845670B2 (en) | 2015-04-21 | 2017-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Immiscible fluid systems and methods of use for placing proppant in subterranean formations |
| WO2017007462A1 (en) | 2015-07-07 | 2017-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using low-strength proppant in high closure strees fractures |
| CA2995588C (en) * | 2015-09-23 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations, sequence transport of particulates |
| CN106567701B (zh) * | 2015-10-09 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水力压裂方法 |
| US10883346B2 (en) | 2015-12-18 | 2021-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing a perforation using selective stress logging |
| RU2612417C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2613403C1 (ru) * | 2016-01-28 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| US20170275975A1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-09-28 | Geodynamics, Inc. | Optimal phasing of charges in a perforating system and method |
| WO2017200537A1 (en) | 2016-05-18 | 2017-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming proppant-free channels in a proppant pack |
| WO2018144901A1 (en) * | 2017-02-03 | 2018-08-09 | Geodynamics, Inc. | Proppant transport efficiency system and method |
| US11098568B2 (en) * | 2017-09-22 | 2021-08-24 | Statoil Gulf Services LLC | Reservoir stimulation method and system |
| CN109751032B (zh) * | 2017-11-01 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多粒径支撑剂混合压裂方法 |
| CN109958416B (zh) * | 2017-12-22 | 2022-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种变孔径变孔密均匀进液进砂的多簇射孔压裂方法 |
| CN109989737B (zh) * | 2018-01-03 | 2021-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种实现岩石自支撑裂缝的方法 |
| CN109359410B (zh) * | 2018-11-01 | 2023-07-18 | 中国石油天然气集团有限公司 | 支撑剂不完全充填裂缝残余缝宽评价方法及装置 |
| CN111140226B (zh) * | 2018-11-06 | 2022-09-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝导流能力的方法 |
| CN111911127B (zh) * | 2019-05-07 | 2022-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂加砂方法 |
| US10808515B1 (en) | 2019-06-10 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propped fracture geometry with continuous flow |
| US10920558B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing proppant distribution and well production |
| CN110984939B (zh) * | 2019-10-16 | 2022-03-01 | 古莱特科技股份有限公司 | 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺 |
| CN111550236B (zh) * | 2020-04-09 | 2021-07-30 | 中国石油大学(北京) | 一种页岩油气藏裂缝闭合系数的模拟实验方法 |
| CN111472730B (zh) * | 2020-05-06 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 大段多簇压裂的射孔方案确定方法 |
| CN114427417A (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用 |
| CN112324412A (zh) * | 2020-11-02 | 2021-02-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 |
| US20220282591A1 (en) * | 2021-03-02 | 2022-09-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Frac diverter and method |
| CN113738335B (zh) * | 2021-09-03 | 2023-06-20 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法 |
Family Cites Families (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592266A (en) | 1969-03-25 | 1971-07-13 | Halliburton Co | Method of fracturing formations in wells |
| US3664420A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing using petroleum coke |
| US3659651A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-02 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing using reinforced resin pellets |
| US3701383A (en) * | 1971-01-07 | 1972-10-31 | Shell Oil Co | Fracture propping |
| US3850247A (en) | 1973-08-27 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Placing zones of solids in a subterranean fracture |
| US3888311A (en) * | 1973-10-01 | 1975-06-10 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing method |
| US4029149A (en) | 1975-07-11 | 1977-06-14 | Halliburton Company | Propping subterranean formation fractures |
| US4078609A (en) * | 1977-03-28 | 1978-03-14 | The Dow Chemical Company | Method of fracturing a subterranean formation |
| SU874997A1 (ru) | 1977-08-22 | 1981-10-23 | Ленинградский Ордена Ленина,Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Институт Им.Г.В.Плеханова | Способ гидравлического разрыва горных пород |
| SU953190A1 (ru) | 1980-06-03 | 1982-08-23 | За витель | Способ гидрокислотного разрыва пласта |
| US4665990A (en) | 1984-07-17 | 1987-05-19 | William Perlman | Multiple-stage coal seam fracing method |
| IT1215962B (it) * | 1988-03-02 | 1990-02-22 | Tecnomare S P A San Marco Vene | Blocco valvole sottomarino disicurezza, particolarmente adattoper i riser di piattaforme offshore. |
| US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5411091A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Use of thin liquid spacer volumes to enhance hydraulic fracturing |
| US5597043A (en) * | 1995-03-17 | 1997-01-28 | Cross Timbers Oil | Method of completing wellbores to control fracturing screenout caused by multiple near-wellbore fractures |
| US6528157B1 (en) | 1995-11-01 | 2003-03-04 | Borden Chemical, Inc. | Proppants with fiber reinforced resin coatings |
| US6114410A (en) | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6488091B1 (en) | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
| US6732800B2 (en) * | 2002-06-12 | 2004-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well in an unconsolidated formation |
| US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| WO2005021147A2 (en) | 2003-02-06 | 2005-03-10 | William Marsh Rice University | High strength polycrystalline ceramic spheres |
| US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7228904B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US20050130848A1 (en) | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7213651B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| WO2006023172A2 (en) | 2004-08-16 | 2006-03-02 | Fairmount Minerals, Ltd. | Control of particulate flowback in subterranean formations using elastomeric resin coated proppants |
| US7255169B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
| US7461696B2 (en) | 2004-11-30 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing using fly ash aggregates |
| US7281581B2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7296625B2 (en) * | 2005-08-02 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
| US7836952B2 (en) | 2005-12-08 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant for use in a subterranean formation |
| DE06769529T1 (de) * | 2006-01-27 | 2009-04-16 | Schlumberger Holdings Ltd. | Verfahren zur hydraulischen spaltenbildung einer unterirdischen formation |
| US7451812B2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
| US7938185B2 (en) * | 2007-05-04 | 2011-05-10 | Bp Corporation North America Inc. | Fracture stimulation of layered reservoirs |
-
2007
- 2007-07-03 EP EP07861021.9A patent/EP2165044A4/en not_active Withdrawn
- 2007-07-03 BR BRPI0721601A patent/BRPI0721601A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-07-03 WO PCT/RU2007/000357 patent/WO2009005387A1/en active Application Filing
- 2007-07-03 AU AU2007355915A patent/AU2007355915B2/en not_active Ceased
- 2007-07-03 US US12/667,073 patent/US8540024B2/en active Active
- 2007-07-03 CN CN200780053627.1A patent/CN101688443B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-03 MX MX2009013755A patent/MX2009013755A/es active IP Right Grant
- 2007-07-03 RU RU2009149428/03A patent/RU2484243C2/ru active
- 2007-07-03 CA CA2689433A patent/CA2689433C/en active Active
-
2009
- 2009-10-27 EG EG2009101590A patent/EG25846A/xx active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009005387A1 (en) | 2009-01-08 |
| CN101688443B (zh) | 2012-11-28 |
| RU2484243C2 (ru) | 2013-06-10 |
| CN101688443A (zh) | 2010-03-31 |
| CA2689433A1 (en) | 2009-01-08 |
| EP2165044A4 (en) | 2013-05-22 |
| AU2007355915B2 (en) | 2013-04-04 |
| MX2009013755A (es) | 2010-01-26 |
| US20110036571A1 (en) | 2011-02-17 |
| BRPI0721601A2 (pt) | 2015-09-29 |
| EG25846A (en) | 2012-09-10 |
| AU2007355915A1 (en) | 2009-01-08 |
| CA2689433C (en) | 2012-08-21 |
| EP2165044A1 (en) | 2010-03-24 |
| US8540024B2 (en) | 2013-09-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2009149428A (ru) | Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя | |
| US6776235B1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| CA2711773C (en) | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production | |
| US9902898B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| RU2402679C2 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта | |
| CN105849359B (zh) | 优化水力压裂操作中的导流能力的方法 | |
| RU2007146976A (ru) | Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации | |
| RU2016118283A (ru) | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке | |
| US7849923B2 (en) | Proppant entrainment prevention method | |
| CA2672852A1 (en) | Real-time automated heterogeneous proppant placement | |
| CN103328765A (zh) | 创建连接油井中的水力裂缝网路的高传导性裂缝的方法 | |
| RU2014125201A (ru) | Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением | |
| RU2016138117A (ru) | Расклинивающий агент, материал набивки для гидроразрыва, способ повышения эффективности гетерогенного размещения расклинивающего агента в трещине гидроразрыва пласта | |
| US20180127644A1 (en) | Fracturing fluids containing hydrophilic fibers | |
| US20170191358A1 (en) | Flow Conditioning Openings | |
| US10647910B1 (en) | Methods for enhancing effective propped fracture conductivity | |
| US10030494B2 (en) | Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations | |
| CN107356503A (zh) | 一种聚合物微球粒径分布及其油藏适应性的评价方法 | |
| CN114199510A (zh) | 一种一体式支撑剂平板输送实验装置及其制备方法 | |
| RU2723806C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта | |
| Hwang et al. | Filtration in frac packs and its impact on injector performance | |
| US20110073309A1 (en) | Method of proppant oil or gas formation fracture | |
| US10370950B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| RU2594185C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| CN114941520A (zh) | 压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺 |