RU2014145323A - METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK - Google Patents

METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK Download PDF

Info

Publication number
RU2014145323A
RU2014145323A RU2014145323A RU2014145323A RU2014145323A RU 2014145323 A RU2014145323 A RU 2014145323A RU 2014145323 A RU2014145323 A RU 2014145323A RU 2014145323 A RU2014145323 A RU 2014145323A RU 2014145323 A RU2014145323 A RU 2014145323A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
viscosity
additional
stage
liquid
Prior art date
Application number
RU2014145323A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Джеймс КРУЗ
Тяньпин ХУАН
Original Assignee
Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2014145323A publication Critical patent/RU2014145323A/en

Links

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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Casting Or Compression Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

1. Способ повышения добычи углеводородов из подземного продуктивного пласта, имеющего проницаемость менее 0,1 мД (0,098 нм), который включает в себя:(а) нагнетание жидкости в подземный продуктивный пласт при давлении, достаточном для создания или расширения первичной трещины, при этом жидкость имеет вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с, и кроме этого, жидкость содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество и/или загущающий полимер;(b) остановку нагнетания, когда вязкая жидкость находится внутри созданной или расширенной первичной трещины;(c) нагнетание дополнительной жидкости, имеющей вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 св подземный продуктивный пласт при давлении, достаточном для создания по меньшей мере одной вторичной трещины, при этом по меньшей мере одна вторичная трещина имеет направление, отличное от направления первичной трещины; и(d) отклонение потока дополнительной жидкости стадии (с) по меньшей мере в одну вторичную трещину.2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:(е) остановку нагнетания дополнительной жидкости; икроме того, в котором стадии (с), (d) и (е) непрерывно повторяли в течение времени, достаточного для создания сети множественных трещин, состоящей из первичной трещины и множества вторичных трещин.3. Способ по п. 1, в котором вязкость вязкой жидкостисоставляет от примерно 10000 сП до примерно 2000000 сП (1,00-2000 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с.4. Способ по п. 3, в котором вязкость вязкой жидкости стадии (а) и дополнительной жидкости стадии (с) является одинаковой.5. Способ по п. 2, в котором дополнительная жидкость стадии (с) является одинаковой для каждого повторения стадии (с).6. Способ по п. 2, в котором дополнительная жидкость стад1. A method of increasing the production of hydrocarbons from an underground reservoir having a permeability of less than 0.1 mD (0.098 nm), which includes: (a) injecting fluid into the underground reservoir at a pressure sufficient to create or expand a primary fracture, wherein the fluid has a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s, and in addition, the fluid contains a viscoelastic surfactant and / or thickening polymer; (b) the injection is stopped when the viscous fluid is inside created or a widened primary fracture; (c) injection of additional fluid having a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 cv subterranean reservoir at a pressure sufficient to create at least one secondary fracture, at least one secondary crack has a direction different from the direction of the primary crack; and (d) deviating the additional fluid flow of step (c) into at least one secondary fracture. 2. The method of claim 1, further comprising: (e) stopping the injection of additional fluid; Furthermore, in which steps (c), (d) and (e) were continuously repeated for a time sufficient to create a network of multiple cracks consisting of a primary crack and a plurality of secondary cracks. 3. The method according to claim 1, wherein the viscosity of the viscous fluid is from about 10,000 cP to about 2,000,000 cP (1.00-2000 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s. The method of claim 3, wherein the viscosity of the viscous fluid of step (a) and the additional fluid of step (c) is the same. The method of claim 2, wherein the additional fluid of step (c) is the same for each repetition of step (c). The method of claim 2, wherein the additional herd fluid

Claims (35)

1. Способ повышения добычи углеводородов из подземного продуктивного пласта, имеющего проницаемость менее 0,1 мД (0,098 нм2), который включает в себя:1. A method of increasing the production of hydrocarbons from an underground reservoir having a permeability of less than 0.1 mD (0.098 nm 2 ), which includes: (а) нагнетание жидкости в подземный продуктивный пласт при давлении, достаточном для создания или расширения первичной трещины, при этом жидкость имеет вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с-1, и кроме этого, жидкость содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество и/или загущающий полимер;(a) injecting fluid into an underground formation at a pressure sufficient to create or expand a primary fracture, the fluid having a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s -1 , and in addition , the fluid contains a viscoelastic surfactant and / or a thickening polymer; (b) остановку нагнетания, когда вязкая жидкость находится внутри созданной или расширенной первичной трещины;(b) stopping the injection when the viscous fluid is inside the created or expanded primary fracture; (c) нагнетание дополнительной жидкости, имеющей вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с-1 в подземный продуктивный пласт при давлении, достаточном для создания по меньшей мере одной вторичной трещины, при этом по меньшей мере одна вторичная трещина имеет направление, отличное от направления первичной трещины; и(c) injecting additional fluid having a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s −1 into the subterranean formation at a pressure sufficient to create at least one secondary fracture, at least one secondary crack has a direction different from the direction of the primary crack; and (d) отклонение потока дополнительной жидкости стадии (с) по меньшей мере в одну вторичную трещину.(d) deviating the additional fluid flow of step (c) into at least one secondary fracture. 2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:2. The method according to p. 1, further comprising: (е) остановку нагнетания дополнительной жидкости; и(e) stopping the injection of additional fluid; and кроме того, в котором стадии (с), (d) и (е) непрерывно повторяли в течение времени, достаточного для создания сети множественных трещин, состоящей из первичной трещины и множества вторичных трещин.furthermore, in which steps (c), (d) and (e) are continuously repeated for a time sufficient to create a network of multiple cracks consisting of a primary crack and a plurality of secondary cracks. 3. Способ по п. 1, в котором вязкость вязкой жидкости 3. The method of claim 1, wherein the viscosity of the viscous fluid составляет от примерно 10000 сП до примерно 2000000 сП (1,00-2000 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с-1.ranges from about 10,000 cP to about 2,000,000 cP (1.00-2000 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s -1 . 4. Способ по п. 3, в котором вязкость вязкой жидкости стадии (а) и дополнительной жидкости стадии (с) является одинаковой.4. The method of claim 3, wherein the viscosity of the viscous fluid of step (a) and the additional fluid of step (c) is the same. 5. Способ по п. 2, в котором дополнительная жидкость стадии (с) является одинаковой для каждого повторения стадии (с).5. The method of claim 2, wherein the additional fluid of step (c) is the same for each repetition of step (c). 6. Способ по п. 2, в котором дополнительная жидкость стадии (с) является такой же, что и вязкая жидкость стадии (а).6. The method of claim 2, wherein the additional fluid of step (c) is the same as the viscous fluid of step (a). 7. Способ по п. 1, в котором вязкая жидкость стадии (а) расширяет созданную первичную трещину, и кроме этого, в котором жидкую "подушку" закачивают в подземный продуктивный пласт перед стадией (а), чтобы инициировать образование первичной трещины.7. The method according to claim 1, in which the viscous fluid of stage (a) expands the created primary crack, and in addition, in which the liquid "cushion" is pumped into the underground reservoir before stage (a) to initiate the formation of the primary crack. 8. Способ по п. 1, в котором вязкая жидкость стадии (а) и/или дополнительная жидкость стадии (c) содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество в качестве загустителя.8. The method of claim 1, wherein the viscous liquid of step (a) and / or the additional fluid of step (c) contains a viscoelastic surfactant as a thickener. 9. Способ по п. 8, в котором вязкая жидкость дополнительно содержит внутренний разжижитель.9. The method of claim 8, wherein the viscous liquid further comprises an internal diluent. 10. Способ по п. 8, в котором вязкая жидкость дополнительно содержит усилитель вязкости при низких скоростях сдвига.10. The method of claim 8, wherein the viscous fluid further comprises a viscosity enhancer at low shear rates. 11. Способ по п. 10, в котором усилитель вязкости представляет собой червеобразный мицеллярный ассоциативный агент.11. The method according to p. 10, in which the viscosity enhancer is a worm-shaped micellar associative agent. 12. Способ по п. 1, в котором вязкая жидкость стадии (а) и/или дополнительная жидкость стадии (c) содержат проппанты.12. The method according to p. 1, in which the viscous fluid of stage (a) and / or additional fluid of stage (c) contain proppants. 13. Способ по п. 1, в котором вязкая жидкость стадии (а) и/или дополнительная жидкость стадии (c) содержат загуститель.13. The method according to p. 1, in which the viscous liquid of stage (a) and / or additional liquid of stage (c) contain a thickener. 14. Способ по п. 13, в котором вязкая жидкость и/или 14. The method according to p. 13, in which the viscous liquid and / or дополнительная жидкость в дополнение к содержанию полимерного загустителя также содержит сшивающий агент.additional liquid in addition to the content of the polymer thickener also contains a crosslinking agent. 15. Способ по п. 13, в котором количество полимерного загустителя в вязкой жидкости составляет не более 6% по массе.15. The method according to p. 13, in which the amount of polymer thickener in a viscous liquid is not more than 6% by weight. 16. Способ по п. 1, в котором давление на стадии (а) и стадии (c) является приблизительно одинаковым.16. The method of claim 1, wherein the pressure in step (a) and step (c) is approximately the same. 17. Способ по п. 1, в котором давление на стадии (c) является более высоким, чем давление на стадии (а).17. The method of claim 1, wherein the pressure in step (c) is higher than the pressure in step (a). 18. Способ по п. 1, в котором скорость закачивания дополнительной жидкости, нагнетаемой в подземный продуктивный пласт на стадии (c), больше скорости закачивания вязкой жидкости, нагнетаемой в подземный продуктивный пласт на стадии (а).18. The method according to p. 1, in which the injection rate of the additional fluid injected into the underground reservoir in stage (c) is greater than the injection rate of viscous fluid injected into the underground reservoir in stage (a). 19. Способ гидроразрыва подземного пласта, пройденного стволом скважины, с помощью создания сети трещин в приствольной и дальней зонах скважины, в котором подземный пласт имеет проницаемость менее 0,1 мД (0,098 нм2), причем способ включает в себя следующие последовательные стадии:19. A method of fracturing an underground formation passed by a wellbore by creating a network of cracks in the near-wellbore and far zones of the well, in which the underground formation has a permeability of less than 0.1 mD (0.098 nm 2 ), the method comprising the following successive stages: (а) закачивания в подземный продуктивный пласт жидкости гидроразрыва, имеющей вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с-1 при давлении, достаточном для создания или расширения первичной трещины;(a) injecting fracturing fluid into the underground reservoir having a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s −1 at a pressure sufficient to create or expand a primary crack; (b) уменьшения скорости закачивания жидкости гидроразрыва в течение некоторого времени, достаточного для повышения вязкости жидкости гидроразрыва внутри созданной или расширенной трещины;(b) reducing the rate of injection of the fracturing fluid over a period of time sufficient to increase the viscosity of the fracturing fluid within the created or expanded fracture; (c) закачивания дополнительной жидкости гидроразрыва в подземный продуктивный пласт для создания одной или более (c) pumping additional fracturing fluid into the subterranean formation to create one or more вторичных трещин, при этом дополнительная жидкость гидроразрыва отклоняется от первичной трещины и поступает в одну или более вторичную трещину;secondary cracks, wherein the additional fracturing fluid deviates from the primary crack and enters one or more secondary fractures; (d) повторения стадий (b) и (с) по меньшей мере два раза; и(d) repeating steps (b) and (c) at least two times; and (e) образования сети вторичных трещин в приствольной и дальней зонах скважины из первичной трещины и вторичных трещин.(e) the formation of a network of secondary fractures in the near-wellbore and far zones of the well from the primary fracture and secondary fractures. 20. Способ по п. 19, в котором преобладает по меньшей мере одно из следующих условий:20. The method according to p. 19, in which at least one of the following conditions prevails: (i) скорость закачивания дополнительной жидкости гидроразрыва на стадии (с) отличается от скорости закачивания жидкости гидроразрыва на стадии (а);(i) the injection rate of the additional fracturing fluid in step (c) is different from the injection rate of the fracturing fluid in step (a); (ii) вязкость дополнительной жидкости гидроразрыва на стадии (с) отличается от вязкости жидкости гидроразрыва на стадии (а); или(ii) the viscosity of the additional fracturing fluid in step (c) is different from the viscosity of the fracturing fluid in step (a); or (iii) величина давления, создаваемого для закачивания дополнительной жидкости гидроразрыва на стадии (с), отличается от величины давления, создаваемого для закачивания жидкости гидроразрыва на стадии (а).(iii) the pressure created to pump the additional fracturing fluid in step (c) is different from the pressure created to pump the fracturing fluid in step (a). 21. Способ по п. 19, в котором жидкость гидроразрыва стадии (а) и/или дополнительная жидкость гидроразрыва стадии (c) содержит проппанты.21. The method of claim 19, wherein the fracturing fluid of step (a) and / or the additional fracturing fluid of step (c) comprises proppants. 22. Способ по п. 21, в котором размеры частиц проппантов в жидкости гидроразрыва стадии (а) меньше размеров частиц проппантов в дополнительной жидкости гидроразрыва стадии (c).22. The method according to p. 21, in which the particle size of the proppants in the fracturing fluid of stage (a) is smaller than the particle size of the proppants in the additional fracturing fluid of stage (c). 23. Способ по п. 21, в котором размер проппантов находится в диапазоне от 12 мкм до 4 мм.23. The method according to p. 21, in which the size of the proppants is in the range from 12 microns to 4 mm 24. Способ по п. 23, в котором закачивание жидкости 24. The method according to p. 23, in which the injection of liquid гидроразрыва останавливается на стадии (b) на некоторое время, достаточное для повышения вязкости жидкости гидроразрыва внутри созданной или расширенной трещины.fracturing stops at stage (b) for a while, sufficient to increase the viscosity of the fracturing fluid inside the created or expanded fracture. 25. Операция гидроразрыва для добычи углеводородов из подземного продуктивного пласта, пройденного стволом скважины, в которой подземный продуктивный пласт имеет проницаемость менее 0,1 мД (0,098 нм2), включающая:25. Hydraulic fracturing operation for hydrocarbon production from an underground reservoir passed by a wellbore in which the underground reservoir has a permeability of less than 0.1 mD (0.098 nm 2 ), including: (а) нагнетание жидкости в подземный продуктивный пласт при давлении, достаточном для создания или расширения первичной трещины в продуктивном пласте, при этом жидкость имеет вязкость более примерно 10000 сП (0,01 Па·с) при скорости сдвига 0,01 с-1;(a) injecting fluid into an underground reservoir at a pressure sufficient to create or expand a primary crack in the reservoir, the fluid having a viscosity of more than about 10,000 cP (0.01 Pa · s) at a shear rate of 0.01 s −1 ; (b) временную остановку нагнетания, когда вязкая жидкость находится внутри первичной трещины;(b) temporarily stopping injection when the viscous fluid is inside the primary fracture; (с) возобновление нагнетания жидкости; и(c) resuming fluid injection; and (d) отклонение потока жидкости, закачанной на стадии (c), от первичной трещины для создания одной или более вторичных трещин в подземном продуктивном пласте.(d) deviating the fluid stream injected in step (c) from the primary fracture to create one or more secondary fractures in the subterranean formation. 26. Способ по п. 25, дополнительно включающий в себя непрерывно повторяющиеся стадии (а), (b), (c) и (d).26. The method according to p. 25, further comprising continuously repeating stages (a), (b), (c) and (d). 27. Способ по п. 25, в котором рост трещин на всей площади поверхности, связанной со стволом скважины после стадии (d), больше, чем на всей площади поверхности, связанной со стволом скважины после стадии (а).27. The method according to p. 25, in which the growth of cracks on the entire surface area associated with the wellbore after stage (d) is greater than on the entire surface area associated with the wellbore after stage (a). 28. Способ по п. 25, в котором вязкость жидкости и/или давление нагнетания жидкости на стадиях (а) и (c) являются одинаковыми.28. The method according to p. 25, in which the viscosity of the liquid and / or the pressure of the injection fluid in stages (a) and (c) are the same. 29. Способ по п. 25, в котором вязкость жидкости и/или 29. The method according to p. 25, in which the viscosity of the liquid and / or давление нагнетания жидкости на стадии (а) больше, чем вязкость жидкости на стадии (c).the fluid injection pressure in step (a) is greater than the fluid viscosity in step (c). 30. Способ по п. 25, в котором вязкость и/или давление жидкости на каждой из повторяющихся стадий (а) и (c) в операции гидроразрыва уменьшается с каждым повторением.30. The method according to p. 25, in which the viscosity and / or pressure of the liquid at each of the repeating stages (a) and (c) in the fracturing operation decreases with each repetition. 31. Способ по п. 25, в котором вязкость и/или давление жидкости на стадии (а) меньше, чем вязкость на стадии (c).31. The method according to p. 25, in which the viscosity and / or pressure of the liquid in stage (a) is less than the viscosity in stage (c). 32. Способ по п. 26, в котором вязкость и/или давление жидкости на каждой из повторяющихся стадий (а) и (c) в операции гидроразрыва увеличиваются с каждым повторением.32. The method according to p. 26, in which the viscosity and / or pressure of the liquid at each of the repeating stages (a) and (c) in the fracturing operation increases with each repetition. 33. Способ по п. 25, в котором жидкость, закачиваемая в ствол скважины, содержит загущающий полимер.33. The method according to p. 25, in which the fluid pumped into the wellbore contains a thickening polymer. 34. Способ по п. 25, в котором перед нагнетанием жидкой "подушки", в подземный продуктивный пласт закачивают "скользкую воду", имеющую вязкость не более 15 сП (0,015 Па·с) при скорости сдвига 300 с-1.34. The method according to p. 25, in which before injecting the liquid "cushion", "slippery water" having a viscosity of not more than 15 cP (0.015 Pa · s) at a shear rate of 300 s −1 is pumped into the underground reservoir. 35. Способ по п. 34, в котором количество "скользкой воды" составляет от 10 до 60 об.% от суммы "скользкой воды", жидкой "подушки" и вязкой жидкости. 35. The method according to p. 34, in which the amount of "slippery water" is from 10 to 60 vol.% Of the sum of "slippery water", a liquid "pillow" and a viscous liquid.
RU2014145323A 2012-04-12 2013-04-11 METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK RU2014145323A (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261623515P 2012-04-12 2012-04-12
US61/623,515 2012-04-12
PCT/US2013/036176 WO2013155307A2 (en) 2012-04-12 2013-04-11 Method of increasing the permeability of a subterranean formation by creating a multiple fracture network

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2014145323A true RU2014145323A (en) 2016-06-10

Family

ID=49328283

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014145323A RU2014145323A (en) 2012-04-12 2013-04-11 METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20140014338A1 (en)
EP (1) EP2836676A4 (en)
AU (1) AU2013245868A1 (en)
CA (1) CA2870002A1 (en)
CO (1) CO7101238A2 (en)
IN (1) IN2014DN08462A (en)
MX (1) MX2014012274A (en)
NZ (1) NZ700734A (en)
RU (1) RU2014145323A (en)
WO (1) WO2013155307A2 (en)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10988678B2 (en) 2012-06-26 2021-04-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Well treatment operations using diverting system
US11111766B2 (en) 2012-06-26 2021-09-07 Baker Hughes Holdings Llc Methods of improving hydraulic fracture network
BR112014032573A2 (en) 2012-06-26 2017-06-27 Baker Hughes Inc Methods of improving hydraulic fracture network
US9027648B2 (en) * 2013-03-18 2015-05-12 Halliburton Engergy Services, Inc. Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
US10392553B2 (en) 2013-08-30 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for enhancing productivity of hydrocarbon formations using fluid containing organometallic crosslinking agent and scale inhibitor
US9719338B2 (en) * 2013-09-05 2017-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Determining fracturing rheological behavior of fracturing fluids
US9581004B2 (en) 2014-08-26 2017-02-28 Gas Technology Insitute Hydraulic fracturing system and method
US9982523B2 (en) 2014-08-26 2018-05-29 Gas Technology Institute Hydraulic fracturing system and method
US10196888B2 (en) 2014-10-01 2019-02-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores
RU2017128653A (en) 2015-01-12 2019-02-20 Саутвестерн Энерджи Компани NEW PROPHANT AND WAYS OF ITS USE
FR3034423B1 (en) * 2015-04-03 2019-05-31 Cnrs AQUEOUS DISPERSION OF PARTICLES OF AT LEAST ONE THERMOPLASTIC POLYMER, PROCESS FOR PREPARING THE SAME AND APPLICATIONS THEREOF, IN PARTICULAR FOR THE SINGING OF REINFORCING FIBERS
US10577909B2 (en) * 2015-06-30 2020-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time, continuous-flow pressure diagnostics for analyzing and designing diversion cycles of fracturing operations
US10436004B2 (en) * 2015-08-28 2019-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations
CA2995600C (en) * 2015-09-23 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations, sequential fracturing
CA2995588C (en) 2015-09-23 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations, sequence transport of particulates
CA2995595C (en) 2015-09-23 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations, net pressure pulsing
WO2017052522A1 (en) * 2015-09-23 2017-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
CA2997101C (en) * 2015-10-29 2021-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method of propping created fractures and microfractures in tight formation
US11008844B2 (en) * 2015-11-02 2021-05-18 Schlumberger Technology Corporation Method for hydraulic fracturing (variants)
WO2017135938A1 (en) * 2016-02-03 2017-08-10 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing propped complex fracture networks
US10745611B2 (en) * 2016-06-29 2020-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Use of nanoparticles to treat fracture surfaces
US10738584B2 (en) * 2016-07-15 2020-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing propped complex fracture networks
WO2018194654A1 (en) * 2017-04-21 2018-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole methods for forming resin coatings on fracture surfaces
CN110183573B (en) * 2019-06-10 2019-12-31 西南石油大学 Cationic polymer thickener, preparation method and application in high-temperature-resistant fracturing fluid
CN113445976B (en) * 2020-03-25 2023-09-26 中国石油化工股份有限公司 Fracturing method and application of high-plasticity stratum
US11739631B2 (en) * 2020-10-21 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Methods and systems for determining reservoir and fracture properties
CN112861218B (en) * 2021-01-15 2022-06-07 西南石油大学 Rapid equivalent simulation method for repeated fracturing of tight oil reservoir
CN114810020A (en) * 2021-01-19 2022-07-29 中国石油化工股份有限公司 Fracturing method for uniformly extending multiple clusters of cracks and application
US20230243240A1 (en) * 2022-02-01 2023-08-03 Lawrence Corlies Murdoch Storing solid carbon-bearing particles in geologic formations
US11697759B1 (en) 2022-03-03 2023-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Inducing subterranean formation complexity
CN117780322B (en) * 2024-02-28 2024-05-07 中国矿业大学 Multistage multi-scale seam net fracturing method for deep high-temperature reservoir

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5472050A (en) * 1994-09-13 1995-12-05 Union Oil Company Of California Use of sequential fracturing and controlled release of pressure to enhance production of oil from low permeability formations
GB2393722A (en) * 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
US7114567B2 (en) * 2003-01-28 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation Propped fracture with high effective surface area
US7527102B2 (en) * 2005-03-16 2009-05-05 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for diverting acid fluids in wellbores
US7946340B2 (en) * 2005-12-01 2011-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center
CA2799555A1 (en) * 2010-05-18 2011-11-24 Schlumberger Canada Limited Hydraulic fracturing method

Also Published As

Publication number Publication date
IN2014DN08462A (en) 2015-05-08
CO7101238A2 (en) 2014-10-31
EP2836676A4 (en) 2016-07-27
NZ700734A (en) 2016-05-27
AU2013245868A1 (en) 2014-10-30
CA2870002A1 (en) 2013-10-17
WO2013155307A2 (en) 2013-10-17
EP2836676A2 (en) 2015-02-18
MX2014012274A (en) 2015-02-12
US20140014338A1 (en) 2014-01-16
WO2013155307A3 (en) 2014-01-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014145323A (en) METHOD FOR INCREASING THE UNDERGROUND LAYER PERMEABILITY BY CREATING A MULTIPLE CRACK NETWORK
CN106223922B (en) Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process
WO2016160928A3 (en) Fracturing fluids and methods of treating hydrocarbon formations
US9909403B2 (en) Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing
RU2013155892A (en) THICKNESS VISCOELASTIC FLUIDS AND THEIR APPLICATIONS
RU2014107753A (en) METHOD FOR HYDRAULIC RIPPING WITH AN AQUEOUS POLYMER AQUEOUS SOLUTION
NZ625797A (en) A method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation
EA200701755A1 (en) METHODS OF RESTRICTION OF FILTRABILITY AND DAMAGE IN HYDRAULIC EMISSIONS
CN110792421B (en) Fracturing process for development and application of low-permeability heterogeneous sandstone oil-gas layer
MX2012007068A (en) Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid.
CN106703775B (en) Coal bed gas fracturing method
US8499833B2 (en) Zero-leakoff emulsified acid
WO2015074588A1 (en) Zirconium dispersed-particle gel combination flooding system and preparation method thereof
NZ718569A (en) Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same
RU2540713C1 (en) Method of oil pool development
RU2490444C1 (en) Method for near well-bore treatment with acid
US20170183951A1 (en) Method of fracturing subterranean formation
CN106675544A (en) Novel clean fracturing fluid system
CN108643876B (en) Multi-dimensional pipe fracturing method for low-yield well of low-permeability oil field
CN111594124A (en) Shallow tight oil reservoir imbibition fracturing method, fracturing system for shallow tight oil reservoir and discharge-free imbibition fracturing fluid
US20160009984A1 (en) Novel viscous fluids systems from produced and flow back waters
RU2590965C1 (en) Method of developing oil deposits
RU2014101767A (en) ALKALINE PERSULPHATE FOR LIQUIDATION AT A LOW TEMPERATURE THICKEN WITH A BRANCHED TECHNOLOGICAL LIQUID POLYMER
RU2554651C1 (en) Acid composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir
RU2734892C1 (en) Method for hydraulic fracturing of a formation

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20170522