RU2055172C1 - Method for hydraulic fracturing of formation - Google Patents
Method for hydraulic fracturing of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2055172C1 RU2055172C1 RU94004737A RU94004737A RU2055172C1 RU 2055172 C1 RU2055172 C1 RU 2055172C1 RU 94004737 A RU94004737 A RU 94004737A RU 94004737 A RU94004737 A RU 94004737A RU 2055172 C1 RU2055172 C1 RU 2055172C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- fracture
- fluid
- volume
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase productivity of both newly commissioned and existing production and injection wells.
Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и его установку, последовательную закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом и продавочной жидкости с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое скважины выше давления разрыва пласта, технологическую выдержку и ввод скважины в эксплуатацию [1]
Использование этого способа часто приводит к созданию трещин гидроразрыва избыточных размеров по разрезу и простиранию пласта. Иногда это сопряжено лишь с излишними затратами на проведение процесса, но в ряде случаев чрезмерное развитие трещин гидроразрыва может приводить к значительным потерям добываемой продукции за счет образования гидродинамических связей забоя скважины с водо- или газонасыщенными зонами и пластами. Для предотвращения отрицательных последствий гидроразрыва пласта при подборе объектов воздействия приходится часть скважин, которые имеют недостаточную толщину перемычек, отделяющих продуктивный пласт от водогазонасыщенных пластов, отклонять, значительно сужая тем самым область применения метода.A known method of hydraulic fracturing, including the descent into the well of the tubing string with a packer and its installation, the sequential injection of fracturing fluid into the tubing string, carrier fluid suspension with fixing material and squeezing fluid with an injection rate providing bottomhole pressure wells above the fracture pressure, technological exposure and commissioning of the well [1]
Using this method often leads to the creation of hydraulic fractures of excessive dimensions along the section and the strike of the formation. Sometimes this is associated only with excessive costs of the process, but in some cases, the excessive development of hydraulic fractures can lead to significant losses of produced products due to the formation of hydrodynamic connections of the bottom of the well with water or gas-saturated zones and formations. To prevent the negative consequences of hydraulic fracturing during the selection of impact objects, part of the wells that have insufficient thickness of the jumpers separating the productive formation from water-saturated reservoirs are rejected, thereby significantly narrowing the scope of the method.
Наиболее близким к изобретению по совокупности признаков (прототип) является способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск в скважину на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора с вращателем, прорезание щелей в горизонтальной плоскости продуктивного пласта, подъем перфоратора с вращателем, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и его установку, последовательную закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом и продавочной жидкости с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое скважины выше давления разрыва пласта, технологическую выдержку и ввод скважины в эксплуатацию [2]
Этот способ устраняет часть недостатков известного способа [1] за счет локализации трещины гидроразрыва в заданном интервале разреза продуктивного пласта посредством предварительных надрезов, осуществляемых методом щелевой гидропескоструйной перфорации. Однако развитие трещины гидроразрыва в ограниченном интервале возможно лишь на определенном радиусе от скважины. Развиваясь вглубь пласта, трещина, даже первоначально локализованная щелевыми надрезами, может выйти за пределы заданного интервала. Поэтому ее развитие следует ограничивать соответствующими режимами и объемами закачки, что обычно не может обеспечить способ.Closest to the invention in terms of features (prototype) is a method of hydraulic fracturing, including a descent into the well to a predetermined depth of a sandblasting puncher with a rotator, cutting holes in the horizontal plane of the reservoir, raising a puncher with a rotator, lowering the tubing string into the well the packer and its installation, the sequential injection into the column of tubing of the fracturing fluid, a suspension of carrier fluid with fixing material and selling fluids with an injection rate providing pressure at the bottom of the well above the fracture pressure, technological shutter speed and putting the well into operation [2]
This method eliminates some of the disadvantages of the known method [1] due to the localization of hydraulic fractures in a given interval of a section of a productive formation by means of preliminary cuts carried out by the method of slotted sandblasting perforation. However, the development of hydraulic fractures in a limited interval is possible only at a certain radius from the well. Developing deep into the reservoir, a crack, even initially localized by slit incisions, can go beyond the specified interval. Therefore, its development should be limited by appropriate modes and volumes of injection, which usually cannot provide a method.
В ряде случаев при проведении гидроразрыва требуется создать трещину в ограниченном интервале разреза продуктивного пласта, что осуществляют за счет дополнительных работ по инициированию трещины в заданном интервале. Такую технологию применяют при значительной неоднородности продуктивного пласта по разрезу, при относительно небольших толщинах перемычек, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижележащих пластов, особенно насыщенных водой либо газом (для нефтяных месторождений), при проведении поинтервального гидроразрыва пластов толщиной более 15-20 м, при проведении гидроразрыва пластов толщиной менее 3 м. In some cases, when conducting hydraulic fracturing, it is necessary to create a crack in a limited interval of a section of a productive formation, which is carried out due to additional work to initiate a crack in a given interval. This technology is used with significant heterogeneity of the reservoir along the section, with relatively small thicknesses of the bridges separating the reservoir from the higher and lower layers, especially saturated with water or gas (for oil fields), during the interval fracturing of formations with a thickness of more than 15-20 m, when hydraulic fracturing is less than 3 m thick.
Для локализации трещины по разрезу пласта применяют дополнительную перфорацию в заданном интервале. Наиболее эффективно для этой цели проведение до гидроразрыва щелевой гидропескоструйной перфорации с прорезанием на заданной глубине щелей в горизонтальной плоскости продуктивного пласта. При закачке жидкости разрыва в пласт в обработанной дополнительной перфорацией зоне за счет активной фильтрации происходит опережающий рост давления. В результате при достижении давления разрыва в этой зоне образуется трещина. To localize the cracks along the section of the reservoir, additional perforation in a given interval is used. The most effective for this purpose is the pre-fracturing of a slotted sandblasting perforation with cutting through slots at a given depth in the horizontal plane of the reservoir. When the fracturing fluid is injected into the formation in the zone treated by additional perforation due to active filtration, an accelerating increase in pressure occurs. As a result, when a burst pressure is reached, a crack forms in this zone.
Развиваясь вглубь пласта, трещина может выйти за пределы заданного интервала. Поэтому развитие трещины должно быть локализовано и по простиранию пласта, т.е. локальный гидроразрыв следует проводить на ограниченном радиусе от скважины, обычно в пределах прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости. Developing deep into the reservoir, the fracture may go beyond the specified interval. Therefore, the development of the fracture should be localized along the strike of the formation, i.e. local hydraulic fracturing should be carried out at a limited radius from the well, usually within the borehole zone of the formation of reduced permeability.
Снижение проницаемости в прискважинной зоне может быть обусловлено ее загрязнением в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта, различными отложениями в процессе эксплуатации, а также перераспределением напряжений, вызванных выработкой породы при бурении скважины. Радиус зоны сниженной проницаемости определяют стандартными методами гидродинамических исследований при выявлении причин работы скважин с производительностью ниже потенциальной и выборе метода интенсификации их работы. Радиус этой зоны может составлять от нескольких метров до нескольких десятков метров. The decrease in permeability in the near-wellbore zone may be due to its contamination during the primary and secondary opening of the formation, various deposits during operation, as well as redistribution of stresses caused by rock production during well drilling. The radius of the zone of reduced permeability is determined by standard methods of hydrodynamic research in identifying the causes of wells with productivity lower than potential and choosing a method of intensification of their work. The radius of this zone can be from several meters to several tens of meters.
Предлагаемое техническое решение позволяет создавать в пределах прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости локализованные по его разрезу трещины гидроразрыва высокой проводимости, в результате чего кратно повышать производительность скважин и интенсифицировать выработку отдельных пропластков. Кроме создания локализованной трещины высокой проводимости, техническим результатом предлагаемого способа гидравлического разрыва пласта является существенная экономия энергии и технологических материалов при его проведении. The proposed technical solution allows creating high-conductivity hydraulic fractures localized along its section within the near-wellbore zone of the formation of reduced permeability, resulting in a multiple increase in the productivity of wells and to intensify the production of individual layers. In addition to creating a localized crack of high conductivity, the technical result of the proposed method of hydraulic fracturing is a significant saving of energy and technological materials during its implementation.
Прорезание горизонтальных щелей обычно в виде двух диаметрально противоположных секторов на заданной глубине позволяет инициировать развитие трещины гидроразрыва в заданном интервале разреза продуктивного пласта. Как показали промысловые исследования, вблизи забоя скважины за счет горизонтальных надрезов трещина развивается в горизонтальной плоскости. Затем, удаляясь от скважины, трещина может менять ориентацию и развиваться далее вглубь пласта в наклонной или вертикальной плоскости, что определяет напряженное состояние пласта. Поэтому, для того чтобы трещина не вышла за предела заданного интервала, в предлагаемом изобретении предусмотрены режимы и объемы закачки технологических жидкостей и закрепляющего материала, обеспечивающие создание относительно короткой, хорошо закрепленной трещины. Cutting horizontal slits usually in the form of two diametrically opposite sectors at a given depth allows initiating the development of a hydraulic fracture in a given interval of a section of a producing formation. As field studies have shown, near the bottom of the well due to horizontal cuts, a crack develops in a horizontal plane. Then, moving away from the well, the fracture can change orientation and develop further deep into the formation in an inclined or vertical plane, which determines the stress state of the formation. Therefore, so that the crack does not go beyond the specified interval, the present invention provides modes and volumes of injection of process fluids and fixing material, providing a relatively short, well-fixed crack.
При проектировании локального гидроразрыва пласта расчетным путем определяют темп и объем закачки жидкости разрыва, обеспечивающие развитие трещины по длине, равной радиусу прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости. Осуществляют гидроразрыв пласта с закачкой жидкости разрыва по расчетному регламенту. После этого уменьшением темпа закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта, что приводит к смыканию трещины. При сниженном темпе закачивают в колонну насосно-компрессорных труб суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме, равном объему созданной трещины. Затем закачивают продавочную жидкость, вытесняя технологические жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в трещину гидроразрыва. При этом темп закачки увеличивают до величины, обеспечивающей подъем забойного давления выше давления разрыва пласта, что приводит к повторному раскрытию ранее созданной трещины. Объем закачки продавочной жидкости устанавливают равным объему колонны насосно-компрессорных труб и часть обсадной колонны от низа насосно-компрессорных труб до прорезанных щелей, что гарантирует полное вытеснение суспензии в трещину гидроразрыва. Таким образом создается закрепленная трещина заданных размеров. Кроме того, проведение гидроразрыва по описанной технологической схеме требует значительно меньших затрат энергии и технологических материалов по сравнению с применяемыми технологиями. When designing local hydraulic fracturing, the calculation determines the rate and volume of injection of fracturing fluid, ensuring the development of a crack along a length equal to the radius of the borehole zone of the formation of reduced permeability. Hydraulic fracturing is carried out with the injection of fracturing fluid according to the design regulations. After this, a decrease in the injection rate reduces the bottomhole pressure below the fracture pressure, which leads to the closure of the crack. At a reduced rate, suspension of carrier fluid with fixing material in a volume equal to the volume of the created crack is pumped into the tubing string. Then the squeezing fluid is pumped out, forcing the process fluids from the tubing string into the fracture. In this case, the injection rate is increased to a value that ensures that the bottomhole pressure rises above the fracture pressure, which leads to the re-opening of the previously created fracture. The injection fluid injection volume is set equal to the volume of the tubing string and part of the casing from the bottom of the tubing to the slits cut through, which ensures complete displacement of the suspension into the fracture. This creates a fixed crack of a given size. In addition, hydraulic fracturing according to the described technological scheme requires significantly less energy and technological materials in comparison with the technologies used.
Дальнейшее освоение скважины и добыча нефти или газа с увеличенным дебитом приводит к росту добываемой продукции. Further development of the well and the production of oil or gas with an increased production rate leads to an increase in production.
Существенные признаки изобретения следующие. The essential features of the invention are as follows.
1. Спуск в скважину на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора с вращателем. 1. Descent into the well to a predetermined depth of a sandblasting puncher with a rotator.
2. Прорезание щелей в горизонтальной плоскости продуктивного пласта. 2. Cutting gaps in the horizontal plane of the reservoir.
3. Подъем перфоратора с вращателем. 3. Lifting a rotary hammer drill.
4. Спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и его установка. 4. The descent into the well of the tubing string with a packer and its installation.
5. Закачка в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое скважины выше давления разрыва пласта. 5. Injection of the fracture fluid into the tubing string at a rate of injection that provides a bottom hole pressure higher than the fracture pressure.
6. То же суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом. 6. The same suspension of carrier fluid with fixing material.
7. То же продавочной жидкости. 7. The same selling fluid.
8. Технологическая выдержка. 8. Technological exposure.
9. Ввод скважины в эксплуатацию. 9. Putting the well into operation.
10. Объем закачки жидкости разрыва в процессе операции 5, обеспечивающей создание трещины гидроразрыва длиной, равной радиусу прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости. 10. The injection volume of the fracturing fluid during the operation 5, providing the creation of hydraulic fractures with a length equal to the radius of the borehole zone of the formation of reduced permeability.
11. Дополнительная технологическая операция снижение забойного давления ниже давления разрыва пласта за счет уменьшения темпа закачки, в результате чего созданная в процессе операции 5 трещина смыкается. 11. An additional technological operation reduces the bottomhole pressure below the fracture pressure by reducing the injection rate, as a result of which the crack created during operation 5 closes.
12. Закачка в колонну насосно-компрессорных труб суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме, равном объему созданной трещины в процессе операции 5. 12. The injection into the column of tubing of a suspension of a carrier fluid with a fixing material in an amount equal to the volume of the created crack during operation 5.
13. Дополнительная технологическая операция вытеснение жидкости разрыва из колонны насосно-компрессорных труб в пласт в процессе операции 12 под давлением ниже давления разрыва пласта. 13. An additional process step is the displacement of the fracturing fluid from the tubing string into the formation during operation 12 under pressure below the fracturing pressure.
14. Режим операции 12 при темпе закачки, обеспечивающем забойное давление ниже давления разрыва пласта. 14. The operation mode 12 at the injection rate, providing bottomhole pressure below the fracture pressure.
15. Время проведения операции 12 перед началом закачки продавочной жидкости. 15. The time of the operation 12 before the injection of the squeezing liquid.
16. Дополнительная технологическая операция увеличение темпа в начале закачки продавочной жидкости до величины, обеспечивающей подъем забойного давления выше давления разрыва пласта, что приводит к повторному раскрытию созданной в процессе операции 5 трещины. 16. An additional technological operation, an increase in the rate at the beginning of the injection of injection fluid to a value that ensures a rise in the bottomhole pressure above the fracture pressure, which leads to the re-opening of the fracture created during operation 5.
17. Объем закачки продавочной жидкости в объеме колонны насосно-компрессорных труб и части обсадной колонны от низа насосно-компрессорных труб до прорезанных щелей. 17. The volume of injection fluid in the volume of the tubing string and part of the casing from the bottom of the tubing to the slits cut through.
Признаки 1-9 являются признаками, общими с прототипом, признаки 10-17 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-9 are signs common to the prototype, signs 10-17 are essential distinguishing features of the invention.
Для оценки эффективности технологии локального гидроразрыва пласта проводят ее промысловые испытания на водоплавающей нефтяной залежи. To assess the effectiveness of the technology of local hydraulic fracturing, field trials are conducted on a floating oil reservoir.
Гидроразрыв проводят в верхней части разреза продуктивного пласта толщиной 17,5 м, проницаемость 83 мд со значительно загрязненной прискважинной зоной в радиусе 20 м. Hydraulic fracturing is carried out in the upper part of the section of the productive formation with a thickness of 17.5 m, permeability of 83 ppm with a significantly contaminated borehole zone within a radius of 20 m.
В скважину на глубину 2890 м на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм спускают гидропескоструйный перфоратор АП-6М с двумя насадками в одной плоскости диаметром 6 мм. Над перфоратором устанавливают вращатель, обеспечивающий его поворот с заданной скоростью в процессе перфорации. Процесс резки осуществляют в течение 30 мин, в результате чего прорезают две щели в горизонтальной плоскости в виде секторов с углом 90о. После прорезания щелей поднимают внутрискважинное оборудование и приступают к гидроразрыву пласта.An AP-6M sandblasting gun with two nozzles in the same plane with a diameter of 6 mm is lowered into a well to a depth of 2890 m on tubing 73 mm in diameter. A rotator is installed above the perforator, which ensures its rotation with a given speed during the perforation. The cutting process is carried out for 30 minutes, as a result of which two slits are cut in the horizontal plane in the form of sectors with an angle of 90 about . After cutting through the cracks, uphole equipment is lifted and hydraulic fracturing is started.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с гидравлическим пакером. Пакер устанавливают на глубину 2870 м. После опрессовки пакера приступают к закачке жидкости разрыва, в качестве которой используют дизельное топливо. Закачивают 23 м3 жидкости разрыва с темпом 4 м3/мин, при этом устьевое давление равняется 46 МПа, а забойное 50 МПа. Параметры закачки жидкости разрыва определяют расчетным путем из условия образования трещины гидроразрыва полудлиной 20 м. При этом расчетный объем трещины составляет 1,9 м3.A tubing string with a diameter of 89 mm and a hydraulic packer is lowered into the well. The packer is installed at a depth of 2870 m. After crimping the packer, they begin to pump the fracturing fluid, which is used as diesel fuel. 23 m 3 of fracturing fluid is pumped at a rate of 4 m 3 / min, while the wellhead pressure is 46 MPa and the bottomhole pressure is 50 MPa. The parameters of the injection of the fracturing fluid are determined by calculation from the condition for the formation of a hydraulic fracture with a half-length of 20 m. In this case, the estimated fracture volume is 1.9 m 3 .
После закачки жидкости разрыва и создания трещины заданного размера уменьшают темп закачки до 0,25 м3/мин, что обеспечивает снижение давления на забое скважины до 30 МПа и, соответственно, смыкание трещины. При этом темпе закачивают в колонну насосно-компрессорных труб 2 м3 углеводородной гелеобразной жидкости-носителя в смеси с пропантом средней прочности при его концентрации 800 кг/м3.After injection of the fracturing fluid and the creation of a predetermined fracture, the injection rate is reduced to 0.25 m 3 / min, which reduces the pressure at the bottom of the well to 30 MPa and, accordingly, closes the fracture. At this rate, 2 m 3 of hydrocarbon gel-like carrier fluid is mixed into the tubing string in a mixture with medium strength proppant at a concentration of 800 kg / m 3 .
Затем переходят к закачке продавочной жидкости, в качестве которой используют пресную воду с добавкой полиакриламида для снижения потерь давления на трение. Темп закачки продавочной жидкости увеличивают до 4 м3/мин, что обеспечивает подъем забойного давления до 50 МПа и повторное раскрытие ранее созданной трещины. Закачивают 12,3 м3 воды, что равняется объему колонны насосно-компрессорных труб (12 м3) и части обсадной колонны от низа насосно-компрессорных труб до прорезанных щелей (0,26 м3). Для точности закачки заданного объема используют мерную емкость.Then proceed to the injection of a squeezing liquid, which is used as fresh water with the addition of polyacrylamide to reduce friction pressure loss. The injection rate of the squeezing fluid is increased to 4 m 3 / min, which ensures the bottomhole pressure rises to 50 MPa and the re-opening of the previously created crack. 12.3 m 3 of water is pumped, which is equal to the volume of the tubing string (12 m 3 ) and the casing part from the bottom of the tubing to the cut slots (0.26 m 3 ). For the accuracy of injection of a given volume, a measured capacity is used.
После окончания процесса гидроразрыва закрывают устье скважины на 24 ч для деструкции геля, перераспределения давления в пласте и трещине и ее смыкания. Затем отрабатывают скважину через штуцер в течение 2 сут, после чего заглушают скважину, срывают пакер, извлекают внутрискважинное оборудование, оборудуют скважину для фонтанной эксплуатации и запускают ее в работу. After completion of the hydraulic fracturing process, the wellhead is closed for 24 hours for gel destruction, pressure redistribution in the formation and fracture and its closure. Then, the well is drilled through the fitting for 2 days, after which the well is shut off, the packer is torn down, downhole equipment is removed, the well is equipped for fountain operation and it is put into operation.
Дебит скважины после гидроразрыва пласта составляет 87 м3/сут безводной нефти, до обработки он равнялся 7 м3/сут.The well production rate after hydraulic fracturing is 87 m 3 / day of anhydrous oil, before treatment it was 7 m 3 / day.
Проведение гидроразрыва по технологии прототипа при тех же условиях приведено к обводненности добываемой продукции до 70% Кроме того, затраты на проведение процесса по предлагаемой технологии по сравнению с прототипом снижены: по времени в 5 раз по жидкости-носителю в 10 раз, по пропанту в 3 раза. Hydraulic fracturing according to the prototype technology under the same conditions leads to a water cut of produced products up to 70%. In addition, the costs of carrying out the process according to the proposed technology are reduced in comparison with the prototype: by time, by 5 times, by carrier fluid, by 10 times, by proppant, by 3 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94004737A RU2055172C1 (en) | 1994-02-10 | 1994-02-10 | Method for hydraulic fracturing of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94004737A RU2055172C1 (en) | 1994-02-10 | 1994-02-10 | Method for hydraulic fracturing of formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94004737A RU94004737A (en) | 1995-09-27 |
| RU2055172C1 true RU2055172C1 (en) | 1996-02-27 |
Family
ID=20152371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94004737A RU2055172C1 (en) | 1994-02-10 | 1994-02-10 | Method for hydraulic fracturing of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2055172C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| WO2013008195A2 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| RU2477789C1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for limiting water influx in production well |
| RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
-
1994
- 1994-02-10 RU RU94004737A patent/RU2055172C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 1. Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, с.154-168. * |
| 2. Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта. М.; ВНИИ, 1967, с.12-15, 32-35. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| WO2013008195A2 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| WO2013008195A3 (en) * | 2011-07-11 | 2013-03-07 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| US9725987B2 (en) | 2011-07-11 | 2017-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| RU2477789C1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for limiting water influx in production well |
| RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
| EP0584249B1 (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US4869322A (en) | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation | |
| US2547778A (en) | Method of treating earth formations | |
| US5265678A (en) | Method for creating multiple radial fractures surrounding a wellbore | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US4387770A (en) | Process for selective injection into a subterranean formation | |
| US5507342A (en) | Method of selective treatment of open hole intervals in vertical and deviated wellbores | |
| US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
| US3709295A (en) | Fracturing of subterranean formations | |
| US4195690A (en) | Method for placing ball sealers onto casing perforations | |
| US3172470A (en) | Single well secondary recovery process | |
| US3062286A (en) | Selective fracturing process | |
| US3712379A (en) | Multiple fracturing process | |
| US6135205A (en) | Apparatus for and method of hydraulic fracturing utilizing controlled azumith perforating | |
| US3211221A (en) | Process for fracturing an underground formation | |
| RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| US5462118A (en) | Method for enhanced cleanup of horizontal wells | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080211 |