RU2451174C1 - Method of hydraulic breakdown of formation - Google Patents
Method of hydraulic breakdown of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451174C1 RU2451174C1 RU2010149702/03A RU2010149702A RU2451174C1 RU 2451174 C1 RU2451174 C1 RU 2451174C1 RU 2010149702/03 A RU2010149702/03 A RU 2010149702/03A RU 2010149702 A RU2010149702 A RU 2010149702A RU 2451174 C1 RU2451174 C1 RU 2451174C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- gas
- fracturing
- proppant
- agent
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве нефтяного пласта преимущественно в карбонатных породах.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing of oil reservoirs mainly in carbonate rocks.
Известен способ гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.A known method of hydraulic fracturing (RF patent No. 2122633, IPC 8 E21B 43/27, publ. 1998), which includes injecting into the formation at a pressure above the fracturing pressure of acid agents and proppant.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.The disadvantage of this method is that it does not allow to increase the productivity of wells and to develop for injection wells in clay reservoirs and low-power sandstones, in addition, the process of implementing the method differs in the duration of the process and high cost.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2109935, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 27.04.1998 г.) путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве которой используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, причем стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема, при этом стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в расчетном объеме.Also known is a method of hydraulic fracturing (RF patent No. 2109935, IPC 8 E21B 43/26, published in Bulletin No. 16 of 04/27/1998) by pumping a fracturing fluid into the reservoir with injection as the first portion of the fluid with matting additives, which is used as a stabilized clay oil-water suspension, which is pumped in an amount sufficient to clog the cracks and restore the tightness of the annular cement stone, at a pressure of up to 0.9 from the design fracture pressure, and the stabilized clay oil-water slurry spenziyu used with the addition of iron oxide in an amount of 100-200 kg / m, a stable carboxymethylcellulose in an amount of 0.45-0.55% by volume, the clay stabilized water-in-suspension is pumped in a predetermined volume.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, необходимость использования высоконапорного дорогостоящего насосного оборудования, так как порционная закачка жидкостей гидроразрыва происходит при высоких давлениях нагнетания;- firstly, the need to use high-pressure expensive pumping equipment, since batch injection of fracturing fluids occurs at high discharge pressures;
- во-вторых, восстановление герметичности заколонного цементного камня производят при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, что может привести к разрыву эксплуатационной колонны в старых скважинах, особенно подверженных коррозийному износу.- secondly, the tightness of the annular cement stone is restored at a pressure of up to 0.9 from the design fracture pressure, which can lead to fracture of the production string in old wells, especially those subject to corrosion wear.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ гидроразрыва пластов в скважинах (патент RU №2219335, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2002 г.), включающий спуск колонны труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва под давлением, осуществление гидроразрыва породы и подачу расклинивающего агента. Перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость, после чего в заливочную колонну помещают разделительную пробку, а во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q2, определяемым из соотношенияThe closest in essence and the achieved result is a method of hydraulic fracturing in wells (patent RU No. 2219335, IPC 8 E21B 43/26, published in Bulletin No. 24 dated 08/27/2002), including the descent of the pipe string into the hydraulic fracturing zone, sealing annular space, injection of fluid fracturing under pressure, the implementation of hydraulic fracturing of the rock and the flow of proppant. Before the fracture fluid is injected from the interior of the casting column and its annulus, the borehole fluid is displaced by gas, after which the separation plug is placed in the casting string, and during the injection of the fracture fluid into the casting column, additional fluid is pumped into the annulus with a flow rate of Q2, determined from
, ,
где Q2 - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;where Q 2 is the flow rate of the fluid pumped into the annulus;
Q1 - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;Q 1 - flow rate of the fracture fluid pumped into the casting column;
S2 - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины;S 2 - the flow area of the annulus of the well;
S1 - площадь проходного сечения заливочной колонны.S 1 - the flow area of the casting column.
При этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва, а подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва, причем в качестве газа для вытеснения скважинной жидкости используют воздух, а в качестве расклинивающего агента используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, причем время гидроудара регулируют путем изменения объема газовой пробки, при этом факт осуществления гидроразрыва пласта контролируют на устье скважины по окончании излива жидкости из заколонного пространства, после чего продолжают продавку расчетного объема жидкости разрыва, содержащей расклинивающий агент, в зону разрыва пласта.At the same time, the annulus of the well is sealed at the wellhead after filling the annulus with additional fluid and its outflow is stopped during the injection of the fracturing fluid, and the proppant is supplied to the formation together with the fracturing fluid, and air is used as gas for displacing the borehole fluid, and glass or plastic beads with a size of 250-750 microns are used as a proppant, and the time of water hammer is controlled by changing the volume of gas plugs, and the fact of hydraulic fracturing is monitored at the wellhead at the end of the outflow of fluid from the annulus, after which they continue to push the estimated volume of the fracturing fluid containing the proppant into the fracturing zone.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложность осуществления технологического процесса, связанная с тем, что газ и жидкость закачиваются раздельно с использованием разделительной пробки;- firstly, the complexity of the process, due to the fact that gas and liquid are pumped separately using a separation plug;
- во-вторых, после завершения процесса гидроразрыва производится промывка скважины, которая не позволяет качественно и полностью произвести вынос из коллектора продуктов реакции и деструкции;- secondly, after completion of the hydraulic fracturing process, the well is flushed, which does not allow qualitatively and completely to carry out the removal of reaction products and destruction from the collector;
- в-третьих, для закачки расклинивающего агента, в качестве которого используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, необходимо использовать высоконапорное дорогостоящее насосное оборудование, что в основном предназначено для гидроразрыва в терригенных породах (пески, песчаниках), а не карбонатных (известняки доломиты) породах.- thirdly, for pumping a proppant, which is used as glass or plastic beads with a size of 250-750 microns, it is necessary to use high-pressure expensive pumping equipment, which is mainly intended for hydraulic fracturing in terrigenous rocks (sands, sandstones), and not carbonate ( dolomite limestone) rocks.
Задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) в карбонатных породах, а также повышение качества ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.The objective of the invention is to simplify the process of hydraulic fracturing (Fracturing) in carbonate rocks, as well as improving the quality of hydraulic fracturing due to the qualitative and complete removal of the reaction products and destruction from the reservoir.
Поставленная задача решается способом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва породы, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины.The problem is solved by the method of acid hydraulic fracturing, including the descent of the tubing string into the fracturing zone, sealing the annulus with a packer, injecting gas, fracturing fluid under pressure along the tubing string, fracturing the rock, delivering a proppant and subsequent well development .
Новым является то, что газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть, а расклинивающий агент - после закачки жидкости разрыва, причем газ используют инертный и закачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва, а в качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента, после чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз, а перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч, причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема.What is new is that the gas is supplied together with the fracturing fluid, which is used as crude oil, and the proppant after the fracturing fluid is injected, the gas being inert and injected in a volume of 20-30% at a pressure of 8 MPa of the volume of the fracturing fluid, and as a proppant, an oil-acid emulsion is used with the addition of an inert gas in a volume of 20-30% at a pressure of 9 MPa from the volume of the proppant, after which the cycle of pumping the fracturing liquid with gas and the proppant is repeated 3-6 times, and before mastering in Onion tubing is pumped with an inert gas of technological fluid in a volume of 20-30% at a pressure of 10 MPa with a total volume equal to one and a half times the internal volume of the tubing string with subsequent technological holding for 2-3 hours, and in each cycle the fracturing fluid and the proppant are pumped in equal shares from total volume.
На фигуре предоставлена схема осуществления предлагаемого способа.The figure provides a diagram of the implementation of the proposed method.
Предложенная технология гидроразрыва пласта (ГРП) применяется преимущественно в карбонатных породах с целью повышения продуктивности скважин за счет образования новых и раскрытия существующих трещин для обработки их нефтекислотной эмульсией на значительном удалении от ствола скважины.The proposed hydraulic fracturing technology (Fracturing) is used mainly in carbonate rocks in order to increase the productivity of wells by creating new and opening existing fractures for processing them with an acid emulsion at a considerable distance from the wellbore.
Перед осуществлением технологического процесса ГРП производится монтаж и технологическая обвязка оборудования, согласно фигуре.Before the implementation of the hydraulic fracturing process, installation and technological strapping of equipment is carried out, according to the figure.
Комплекс спецтехники и оборудования согласно фигуре включает в себя:The complex of special machinery and equipment according to the figure includes:
1 - скважину;1 - well;
2 - емкость для жидкости разрыва расчетного объема;2 - capacity for fluid rupture of the estimated volume;
3 - емкость для расклинивающего агента расчетного объема;3 - capacity for proppant of the estimated volume;
4, 5 - насосные агрегаты, например, типа СИН 32 (ГОСТ 12052-90);4, 5 - pumping units, for example, type SIN 32 (GOST 12052-90);
6 - станцию управления, например, выпускаемую ООО НПК «Нефтегеофизика» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Уфа);6 - a control station, for example, produced by NPK Neftegeofizika LLC (Russian Federation, Republic of Bashkortostan, Ufa);
7 - блок манифольдов, например манифольды (ГОСТ 13862-90);7 - block manifolds, for example manifolds (GOST 13862-90);
8 - газокомпрессорную установку, например, на базе станции СД-9/101М (Сертификат соответствия №РОСС RU. АЯ 45В00533);8 - gas compressor installation, for example, on the basis of the SD-9 / 101M station (Certificate of Conformity No. РОСС RU. АЯ 45В00533);
9 - насосный агрегат, например, типа ЦА-320 (ТУ 4523-010-057336-2000).9 - pump unit, for example, type CA-320 (TU 4523-010-057336-2000).
Всасывающие линии насосных агрегатов 4 и 5 монтируются непосредственно к емкостям 1 (с жидкостью разрыва) и 2 (с расклинивающим агентом) соответственно, обвязываются с задвижками (не показано). Подключение газокомпрессорной установки 8, насосных агрегатов 4 и 5 осуществляется через блок манифольдов 7. Станция управления 6 гидравлическими линиями обвязывается с насосными агрегатами 4, 5, 9, а также с блоком манифольдов 7. Блок манифольдов 7 обвязывается с внутренним пространством колонны НКТ скважины 1. После осуществления монтажа оборудования и спецтехники, как показано на фигуре, приступают к осуществлению ГРП. Предложенный способ ГРП включает спуск колонны НКТ с пакером в зону гидроразрыва, посадку пакера (герметизацию заколонного пространства с помощью пакера) (не показано).The suction lines of
Предварительно перед осуществлением ГРП жидкость разрыва (сырую нефть) завозят на скважину в автоцистернах из товарного парка и переливают в емкость 1, а расклинивающий агент - нефтекислотную эмульсию, приготовленную, например, на базе предприятия «НефтеХимСервис» завозят в автоцистернах и переливают в емкость 2.Prior to hydraulic fracturing, the fracturing fluid (crude oil) is delivered to the well in tankers from the freight fleet and poured into
Далее производят закачку жидкости разрыва - сырой нефти от емкости 2 с помощью насосного агрегата 4 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 8 МПа жидкость разрыва с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Используемая углекислота выпускается по ГОСТ 8050-85.Next, the fracturing fluid is injected - crude oil from the
После закачки расчетного количества жидкости разрыва закачивается расклинивающий агент любой известной нефтекислотной эмульсии с добавлением инертного газа. Например, состав нефтекислотной эмульсии может быть следующим:After the calculated amount of the fracturing fluid has been pumped, the proppant of any known oil acid emulsion with the addition of an inert gas is pumped. For example, the composition of an oil emulsion may be as follows:
Кислота соляная (HCl) ингибированная выпускается по ТУ 2122-205-00203312-2000 (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Стерлитамак). Эмульгатор-реагент «СД-Л» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок. Используется в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов. Выпускается по ТУ 2481-001-72650092-2005 НПО "ТатХимПродукт" (г.Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация).Inhibited hydrochloric acid (HCl) is produced in accordance with TU 2122-205-00203312-2000 (Russian Federation, Republic of Bashkortostan, Sterlitamak). Emulsifier reagent "SD-L" is a multicomponent mixture of anionic and nonionic synthetic surfactants and target additives. It is used as an emulsifier (2-3%) of oil-acid emulsions during acid fracturing of carbonate formations. Issued in accordance with TU 2481-001-72650092-2005 NPO TatKhimProduct (Kazan, Republic of Tatarstan, Russian Federation).
Обработка нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт. Закачку расклинивающего агента - нефтекислотной эмульсии производят из емкости 3 с помощью насосного агрегата 5 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания расклинивающего агента в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 9 МПа расклинивающий агент с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону гидроразрыва пласта.Oil-acid emulsion treatment (NEM) is intended to deepen the acid effect on the carbonate formation. The proppant — oil-emulsion emulsion — is injected from the
В дальнейшем процесс циклической закачки жидкости разрыва и расклинивающего агента повторяется от 3 до 6 раз. В каждом цикле жидкость разрыва (сырая нефть) и расклинивающий агент (нефтекислотная эмульсия) закачивают равными долями от общего объема. Например, если общий объем жидкости разрыва составляет 30 м3, а количество циклов 5, то объем закачки жидкости разрыва в каждом цикле составляет 6 м3. Аналогично определяется объем и расклинивающего агента, если общий объем расклинивающего агента составляет 12,5 м3, а количество циклов 5, то объем закачки расклинивающего агента в каждом цикле составляет 2,5 м3.Subsequently, the process of cyclic injection of the fracturing fluid and the proppant is repeated from 3 to 6 times. In each cycle, the fracturing fluid (crude oil) and the proppant (oil acid emulsion) are pumped in equal shares of the total volume. For example, if the total volume of the fracturing fluid is 30 m 3 and the number of cycles is 5, then the injection volume of the fracturing fluid in each cycle is 6 m 3 . Similarly, the volume of the proppant is determined, if the total volume of the proppant is 12.5 m 3 and the number of cycles is 5, the injection volume of the proppant in each cycle is 2.5 m 3 .
Перед окончанием ГРП осуществляют продавку последней порции нефтекислотной эмульсии, находящейся внутри колонны НКТ в зону гидроразрыва пласта технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 и в объеме, равном полуторакратному объему колонны НКТ.Before the completion of hydraulic fracturing, the last portion of oil acid emulsion inside the tubing string is sold to the hydraulic fracturing zone with process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 and in a volume equal to one and a half times the volume of the tubing string.
Закачку технологической жидкости из мерной емкости (входит в состав насосного агрегата ЦА-320) производят с помощью насосного агрегата 9 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле, и далее от блока манифольдов 7 под давлением 10 МПа газированная технологическая жидкость подается в колонну НКТ скважины 1 и продавливает последнюю порцию нефтекислотной эмульсии в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Далее скважина остается на реагирование нефтекислотной эмульсии с породой пласта, обычно на 2-3 ч. Далее производят освоение скважины от продуктов реакции и деструкции, например свабированием посредством геофизического подъемника ПКС-5.The process fluid is pumped from the measured tank (included in the CA-320 pump unit) using the
Свабирование производят до истечения энергии закачанного газа (углекислоты) обычно в течение 6 часов. После чего распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ на поверхность.Swabbing is carried out before the expiration of the energy of the injected gas (carbon dioxide), usually within 6 hours. Then the packer is unpacked and the tubing string is removed to the surface.
Предложенный способ гидравлического разрыва пласта имеет простой технологический процесс, что снижает стоимость и продолжительность его осуществления, кроме того, при последовательном циклическом нагнетании в пласт жидкости разрыва и расклинивающего агента с одновременным добавлением в них инертного газа происходит как расширение площади охвата пород, так и насыщение коллектора газом, что в свою очередь за счет энергии закачанного газа позволяет лучше и быстрее провести последующее освоение скважины от продуктов реакции, что повышает качество ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.The proposed method of hydraulic fracturing has a simple process, which reduces the cost and duration of its implementation, in addition, with successive cyclic injection of fracturing fluid and proppant into the reservoir with the addition of inert gas, both the expansion of the rock coverage area and the reservoir are saturated gas, which in turn, due to the energy of the injected gas, allows for better and faster subsequent development of the well from the reaction products, which increases The quality of hydraulic fracturing is due to the qualitative and complete removal of reaction products and destruction from the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010149702/03A RU2451174C1 (en) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Method of hydraulic breakdown of formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010149702/03A RU2451174C1 (en) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Method of hydraulic breakdown of formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2451174C1 true RU2451174C1 (en) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230790
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010149702/03A RU2451174C1 (en) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Method of hydraulic breakdown of formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2451174C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
RU2616955C2 (en) * | 2012-06-25 | 2017-04-18 | ОРБИТАЛ ЭйТиКей ИНК. | Formation hydraulic fracturing device |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
SU1620618A1 (en) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Method of treating bottom-hole zone of flooded high-temperature oil-bearing formation |
US5425421A (en) * | 1993-10-05 | 1995-06-20 | Atlantic Richfield Company | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations |
RU2109935C1 (en) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Method for hydraulic fracturing of bed |
RU2219335C2 (en) * | 2000-10-17 | 2003-12-20 | Иванников Владимир Иванович | Process of hydraulic fracturing of formations in wells |
RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
-
2010
- 2010-12-03 RU RU2010149702/03A patent/RU2451174C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
SU1620618A1 (en) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Method of treating bottom-hole zone of flooded high-temperature oil-bearing formation |
US5425421A (en) * | 1993-10-05 | 1995-06-20 | Atlantic Richfield Company | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations |
RU2109935C1 (en) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Method for hydraulic fracturing of bed |
RU2219335C2 (en) * | 2000-10-17 | 2003-12-20 | Иванников Владимир Иванович | Process of hydraulic fracturing of formations in wells |
RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2616955C2 (en) * | 2012-06-25 | 2017-04-18 | ОРБИТАЛ ЭйТиКей ИНК. | Formation hydraulic fracturing device |
RU2543004C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector |
RU2547191C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate bed hydrofrac |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106223922B (en) | Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process | |
Clark | A hydraulic process for increasing the productivity of wells | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
CA2990160C (en) | Well testing | |
RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
US10619088B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
CN104121000A (en) | Low-permeability fractured reservoir cased hole completion horizontal well water plugging method | |
US3384176A (en) | Method of fracturing using dense liquid to direct propping agent into the fracture | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
RU2348793C1 (en) | Method of salt water filled subsurface tank well sealing | |
RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
RU2709262C1 (en) | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) | |
RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2622961C1 (en) | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161204 |