RU2460875C1 - Carbonate formation hydraulic fracturing method - Google Patents
Carbonate formation hydraulic fracturing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2460875C1 RU2460875C1 RU2011122174/03A RU2011122174A RU2460875C1 RU 2460875 C1 RU2460875 C1 RU 2460875C1 RU 2011122174/03 A RU2011122174/03 A RU 2011122174/03A RU 2011122174 A RU2011122174 A RU 2011122174A RU 2460875 C1 RU2460875 C1 RU 2460875C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- volume
- water
- tubing
- acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта с подошвенной водой.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing of a carbonate formation with bottom water.
Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК 8 Е21В 43/22, 43/27, опуб. в бюл. №7 от 10.03.2010), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, при этом указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.A known method of processing waterlogged carbonate reservoirs (patent RU No. 2383724, IPC 8 ЕВВ 43/22, 43/27, published in Bulletin No. 7 of 03/10/2010), which includes pre-saturation of highly watered channels with a coagulant by injection of a 20% chloride solution calcium, the subsequent injection of a buffer layer of fresh water, then a solution of hydrolyzed in alkali waste fiber or polyacrylonitrile tissue - GOPAN, a buffer layer of fresh water and the implementation of hydrochloric acid exposure, while this injection is repeated, and in the first portion of the solution and GOPAN additionally introduces 0.1-1.0% of dry non-hydrolyzed ground wastes of polyacrylonitrile fiber, injects the first portion of the GOPAN solution at an injection pressure at the wellhead equal to 20% of the fracturing pressure of the treated formation, injects each subsequent portion of the GOPAN solution with an increase injection pressure at the wellhead relative to the previous one by 10% of the fracturing pressure of the treated formation, and the injection pressure should not exceed 50% of the fracturing pressure of the treated formation, each p the next portion of the GOPAN solution, starting with the third, is diluted with water in relation to the previous 2 times.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи;- firstly, low efficiency of oil flow intensification and enhanced oil recovery;
- во-вторых, сложный технологический процесс изоляции обводненных карбонатных коллекторов, причем лишь точное соблюдение указанных концентраций, давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести качественную водоизоляцию.- secondly, the complex technological process of isolation of waterlogged carbonate reservoirs, and only exact observance of the indicated concentrations, pressures and a clear sequence of technological operations will allow for high-quality waterproofing.
Наиболее близким является способ гидроразрыва пласта (патент RU №2170818, МПК 8 Е21В 43/26, опуб. в бюл. №20 от 20.07.2001), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы и ниже них спускают гибкие трубы до нижних дыр интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины. Недостатками данного способа являются:The closest is the method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2170818, IPC 8 ЕВВ 43/26, published in Bulletin No. 20 of 07/20/2001), which provides for the formation of hydraulic fractures in the formation with plantar water, while in the tubing and flexible pipes are lowered below them to the lower holes of the perforation interval for pumping proppant through them in a mixture with water-insulating cement in an amount sufficient to fill the lower part of the crack with the mixture to a level above the oil-water contact with filling part of the crack in the bottom water zone in the part of the crack below oil-saturated zone, while at the same time along the column of tubing (tubing) serves sand-carrier fluid with proppant in an amount sufficient to fill the upper part of the vertical crack. The disadvantages of this method are:
- во-первых, гидроразрыв пласта осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей мощности от подошвенной воды до кровли и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;- firstly, hydraulic fracturing is carried out before waterproofing, which in carbonate rocks can lead to the formation of cracks in all power from the bottom water to the roof and there is no guarantee that during subsequent waterproofing of the bottom of the formation they can completely isolate (block the water supply channel into the productive part of the formation), which reduces the efficiency of hydraulic fracturing and causes rapid watering of the well during subsequent operation of the carbonate formation;
- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают гибкую трубу (ГТ) и на проведение этой операции затрачивается определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по гибкой трубе подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;- secondly, after the formation of cracks in the formation by pumping a fracture fluid along the tubing string, a flexible pipe (GT) is lowered into the tubing string and a certain amount of time is spent on this operation during which the cracks partially close, then cement is waterproofed by a flexible pipe the bottom of the formation and the injection of sand-carrier fluid along the annular space between the tubing and GT columns to seal cracks that have already begun to close, which complicates the process of the method and reduces the permeability of formed cracks;
- в-третьих, колонна НКТ должна иметь большой диаметр, так как для прокачки жидкости-песконосителя используется кольцевое пространство между колоннами НКТ и ГТ, поэтому перед проведением ГРП необходимо совершать дополнительные спускоподьемные операции по замене эксплуатационной колонны НКТ;- thirdly, the tubing string must have a large diameter, since the annular space between the tubing string and the GT string is used for pumping the sand carrier, therefore, it is necessary to perform additional tripping operations to replace the tubing production string before hydraulic fracturing;
- в-четвертых, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.- fourthly, it is necessary to attract expensive equipment (sand mixer) and high-pressure pumping units for selling sand-carrier fluid with proppant to the formation.
Задачами изобретения являются упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва карбонатного пласта без привлечения дорогостоящего оборудования и исключение проведения дополнительных спускоподъемных операций по замене эксплуатационных НКТ на колонну НКТ большего диаметра, а также повышение эффективности проведения ГРП в карбонатных породах за счет проведения сначала водоизоляции подошвенных вод, а затем гидроразрыва продуктивной части карбонатного пласта с образованием высокопроницаемых трещин в карбонатном пласте и с возможностью исключения обводнения скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта.The objectives of the invention are to simplify the process of hydraulic fracturing of a carbonate formation without involving expensive equipment and to exclude additional tripping operations to replace production tubing with a tubing string of a larger diameter, as well as increasing the efficiency of hydraulic fracturing in carbonate rocks by first waterproofing the bottom water and then fracturing of the productive part of the carbonate formation with the formation of highly permeable cracks in the carbo natnoy formation and with the possibility of eliminating watering wells during subsequent operation of the carbonate formation.
Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing of a carbonate formation, including the descent of the tubing string into the well - tubing with a packer and its subsequent landing, the descent of the tubing string - GT below the lower end of the tubing into the tubing string, injection of waterproofing cement through a flexible pipe, hydraulic fracturing carbonate formation with bottom water.
Новым является то, что нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формулеWhat is new is that the lower end of the GT is lowered to the level of water-oil contact - the oil-and-gas complex, the space between the tubing strings and the gas pipelines is sealed, the water-insulating cement is injected into the water-tight cement in the carbonate formation, and the well is filled from the bottom to the bottom-hole level, after which the space between with tubing and gas tubing columns and lifting the gas tubing column so that its lower end is 1-2 m below the carbonate formation roof, after which the total volume of the fracturing fluid is determined by the formula
Vг=k·hп,V g = k · h p ,
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;where V g is the volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
hп - толщина продуктивной части пласта, м,h p - the thickness of the productive part of the reservoir, m,
герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.they seal the space between the tubing and GT columns and inject the first portion of the fracture liquid into the GT in the volume of 60-70% of the total volume - V g under pressure not more than 25 MPa and at a speed of not more than 2 m 3 / min, after which the remaining volume of liquid the fracture is pumped into the GT in 3-5 cycles, alternating with the injection of a proppant, which is used as 25% hydrochloric inhibited acid, and the volume of acid is determined depending on the thickness of the productive part of the carbonate formation, based on the volume of 0.2 m 3 of acid per 1 m of formation thickness n each injection cycle, after the last injection cycle performed prodavku acid aqueous surfactant in HT column volume, followed by aging 1-2 hours, then removed from the column HT tubing string and run into a well operation.
На фиг.1 изображен процесс водоизоляции подошвенной части пласта.Figure 1 shows the process of waterproofing the bottom of the formation.
На фиг.2 изображен процесс проведения ГРП в продуктивной части карбонатного пласта: 1 - добывающая скважина; 2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 3 - пакер; 4 - призабойная зона; 5 - карбонатный пласт; 5' - кровля карбонатного пласта 5; 6 - колонна гибких труб (ГТ); 7 - нижний конец колонны НКТ 2; 8 - межколонное пространство; 9 - нижний конец колонны ГТ 7; 10 - уровень ВНК; 11 - забой; 12 - цементная заливка; 13 - интервалы перфорации; 14 - трещины.Figure 2 shows the process of hydraulic fracturing in the productive part of the carbonate formation: 1 - production well; 2 - tubing string (tubing); 3 - packer; 4 - bottomhole zone; 5 - carbonate formation; 5 '- the roof of the
При эксплуатации карбонатных пластов для увеличения притока нефти в скважины используются различные виды обработки: солянокислотные, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные и другие. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции до 20-50% и более эффективность этих обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.When operating carbonate formations, various types of treatment are used to increase oil inflow into wells: hydrochloric acid, thermoacid, foam acid, oil acid and others. Their experience has shown that with an increase in water cut of produced products to 20-50% or more, the efficiency of these well treatments decreases sharply and their implementation becomes unprofitable.
Сущность предлагаемого способа заключается в том, что после изоляции подошвенной части пласта закачкой жидкости гидроразрыва в карбонатном пласте создают трещины, после чего производят многократное поочередное воздействие жидкостью разрыва и расклинивающим агентом - кислотой на карбонатный пласт, причем жидкость разрыва создает и расширяет (увеличивает геометрические размеры) трещины, а кислота с каждым циклом закачки гелеобразной жидкости разрыва проникает все глубже в пласт и там реагирует и растворяет карбонатную породу пласта. Особо важную роль пластовое давление играет в отложениях нижнего и среднего карбона, где отсутствуют надежные, ограничивающие рост высоты трещины, глинистые пласты. Близость водоносных пластов увеличивает риск обводнения скважин после гидроразрыва.The essence of the proposed method consists in the fact that after isolation of the sole part of the formation by injection of hydraulic fracturing fluid in the carbonate formation, cracks are created, after which multiple alternate exposure of the fracturing fluid and the proppant is acid to the carbonate formation, and the fracturing fluid creates and expands (increases geometric dimensions) cracks, and the acid with each injection cycle of the gelled fracturing fluid penetrates deeper into the formation and there it reacts and dissolves the carbonate rock of the formation. Formation pressure plays a particularly important role in the Lower and Middle Carboniferous deposits, where there are no reliable clay formations that limit the growth of the crack height. The proximity of aquifers increases the risk of waterlogging after fracturing.
Для проведения ГРП с применением данного способа на месторождениях Татарстана подходят карбонатные пласты башкирского яруса и верейского горизонта, а также турнейского яруса, имеющие подошвенную воду.To carry out hydraulic fracturing using this method in the deposits of Tatarstan, carbonate formations of the Bashkir layer and the Vereisk horizon, as well as the Tournaisian layer with bottom water are suitable.
Предложенный способ гидравлического разрыва карбонатного пласта осуществляется следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing of a carbonate formation is as follows.
При разработке залежи (на фиг.1 и 2 не показано) добывающую скважину 1 (см. фиг.1) оснащают эксплуатационным оборудованием, например колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, колонной НКТ диаметром 73 мм, пакером 3 и вставным глубинным штанговым насосом (на фиг.1 и 2 не показано). В процессе разработки дебит снижается, при этом добываемая продукция сильно обводняется и дальнейшая работа данной добывающей скважины 1 становится нерентабельной. Это происходит из-за снижения проницаемости призабойной зоны 4 карбонатного пласта 5 и прорыва подошвенной воды в добывающую скважину 1.When developing a deposit (not shown in Figs. 1 and 2), the producing well 1 (see Fig. 1) is equipped with production equipment, for example, a tubing string (2), a tubing string 73 mm in diameter, a
С целью изоляции воды, интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи осуществляют гидравлический разрыв карбонатного пласта.In order to isolate water, intensify the flow and increase oil recovery, hydraulic fracturing of the carbonate reservoir is carried out.
В колонну НКТ 2 с пакером 3, находящимся в добывающей скважине 1, спускают колонну гибких труб (ГТ) 6, например, диаметром 45 мм ниже нижнего конца 7 НКТ 2, при этом пакер 3 герметизирует межколонное пространство 8 добывающей скважины 1 при проведении дальнейших технологических операций. Нижний конец 9 ГТ 6 спускают до уровня водонефтяного контакта (ВНК) 10, герметизируют (например, с помощью превентора или шлюза) пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 на устье (на фиг.1 и 2 не показано) добывающей скважины 1, закачкой водоизолирующего цемента по колонне ГТ 6 в количестве, достаточном для заполнения пространства между забоем 11 и уровнем ВНК 10, для изоляции подошвенной воды в карбонатном пласте заливкой скважины от забоя 11 до уровня ВНК 10, т.е. обводнившейся части карбонатного пласта 5, например высота подошвенной воды (hв) в карбонатном пласте 5 составляет 4 м, а включая цементную заливку 12 скважины 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10, например 8 м.A string of flexible pipes (HT) 6 is lowered into a
Закачку водоизолирующего цемента производят, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. Далее разгерметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 на устье добывающей скважины 1 и приподнимают колонну ГТ 6 так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли 5' карбонатного пласта 5.Water-insulating cement is injected, for example, using a cementing unit CA-320. Next, the space between the tubing strings 2 and
Определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:The total volume of the fracturing fluid is determined by the formula:
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;where V g is the volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
hп - толщина продуктивной части пласта 5, м.h p - the thickness of the productive part of the
Далее герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин. Оставшийся объем жидкости разрыва закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.Next, the space between the tubing strings 2 and
Опытно-промысловые работы по гидравлическому разрыву проводились в карбонатных пластах с толщиной продуктивной части, равной 10-30 м. При этом объем первой порции жидкости разрыва (техническое название - буферная жидкость) составлял от 20 до 80% от общего объема жидкости разрыва. Закачку жидкости разрыва производили под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин.Pilot operations on hydraulic fracturing were carried out in carbonate formations with a thickness of the productive part equal to 10-30 m. The volume of the first portion of the fracturing fluid (technical name - buffer fluid) was from 20 to 80% of the total volume of the fracturing fluid. The fracture fluid was pumped under a pressure of not more than 25 MPa and at a speed of not more than 2 m 3 / min.
Опытным путем было установлено, что наибольший эффект был получен при закачке первой порции жидкости разрыва - буферной жидкости в объеме, равном 60-70% от общего объема жидкости разрыва, при давлении не более 25 МПа и скорости не более 2 м3/мин, с последующей закачкой оставшегося объема жидкости разрыва в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяли 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяли в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки.It was experimentally established that the greatest effect was obtained when the first portion of the fracturing fluid was injected - buffer fluid in a volume equal to 60-70% of the total volume of the fracturing fluid, at a pressure of not more than 25 MPa and a speed of not more than 2 m 3 / min, s subsequent injection of the remaining volume of the fracturing fluid into the HT in 3-5 cycles, alternating with the injection of a proppant, which was used 25% hydrochloric inhibited acid, and the volume of acid was determined depending on the thickness of the productive part of the carbonate formation, based on the volume 0.2 m 3 acid per 1 m of formation thickness for each injection cycle.
В качестве жидкости разрыва применяют известные составы, например гелеобразные жидкости разрыва, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98). Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте №2043491, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г.As a fracturing fluid, known compositions are used, for example, gel-like fracturing fluids developed by Khimekogang CJSC, having the trade names Himeko-N (TU2481-053-17197708), Himeko-T (TU2481-077-17197708-03), "Himeko-V" (TU 2499-038-17197708-98). The procedure for the preparation of gelled liquid and its injection using the pump unit CA-320 is described in patent RU No. 2358100,
По предлагаемому способу закачку жидкости разрыва и кислоты производят, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва в объеме, равном 60-70% от общего объема жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.According to the proposed method, the fracture fluid and the acid are injected, for example, using a cementing unit CA-320, while the space between the tubing strings 2 and
После этого оставшийся объем жидкости разрыва закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.After that, the remaining volume of the fracture fluid is pumped through the
В качестве расклинивающего агента применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, выпускаемую фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г.Чебоксары, Россия), объем закачки которой определяют в зависимости от толщины (hп) продуктивной части карбонатного пласта 5, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки.As a proppant, 25% hydrochloric inhibited acid is used, manufactured by the company NIINEFTEPROMHIM according to TU 2458-264-05765670-99 (Cheboksary, Russia), the injection volume of which is determined depending on the thickness (h p ) of the productive part of the
По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1-2 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.At the end of the last injection cycle, the acid in the GT column is sold with an aqueous solution of a surfactant, for example ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99, at a concentration of 0.2%, i.e., for example 2 liters are added to 1 m 3 of wastewater with a density ρ = 1100 kg / m 3 and in one volume of the
Пример 1.Example 1
Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=10 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.The thickness of the productive part of the
Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:Then, substituting into formula (1), we obtain the total volume of the fracture fluid:
Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·10 м=15 м3.V g = k · h p = (1.5 m 3 / m) · 10 m = 15 m 3 .
Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=15 м3.The volume of injected fluid rupture V g = 15 m 3 .
При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=10 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=15 м3, объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 60% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=60% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(60%·15 м3)/100%=9 м3.When the thickness of the productive part of the
Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=9 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).Due to the fact that
После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=15 м3-9 м3=6 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в три цикла, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.After this, the remaining volume of the fracturing fluid: V g0 = V g -V g1 = 15 m 3 -9 m 3 = 6 m 3 is pumped through the
Например, закачка в три цикла, тогда в каждом из трех циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=6 м3/3=2 м3 и исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 10 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=10 м·0,2 м3·3 цикла=6 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=6 м3/3 цикла=2 м3.For example, injection in three cycles, while in each of three cycles the remaining fluid volume is pumped to
Далее чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в три цикла производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=2 м3 и расклинивающего агента Vкi=2 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.Next, alternating the injection of the fracture fluid and the proppant, in three cycles the fracture fluid is injected in a volume of V r0i = 2 m 3 and the proppant V ki = 2 m 3 . At the end of the last injection cycle, the acid in the GT column is sold with an aqueous solution of a surfactant, for example ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99, at a concentration of 0.2%, i.e., for example , 2 liters are added to 1 m 3 of waste water with a density ρ = 1100 kg / m 3 and in one volume of the
Пример 2.Example 2
Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=30 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.The thickness of the productive part of the
Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:Then, substituting into formula (1), we obtain the total volume of the fracture fluid:
Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·30 м=45 м3.V g = k · h p = (1.5 m 3 / m) · 30 m = 45 m 3 .
Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=45 м3.The volume of injected fluid rupture V g = 45 m 3 .
При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=30 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=45 м3, объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 70% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=70% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(70%·45 м3)/100%=31,5 м3.When the thickness of the productive part of the
Закачку жидкости разрыва и кислоты производят, как описано выше, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.The fracture fluid and acid are injected, as described above, using the cementing unit CA-320, while the space between the tubing strings 2 and
Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=31,5 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).Due to the fact that
После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=45 м3 - 31,5 м3=13,5 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в четыре цикла, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.After this, the remaining volume of the fracturing fluid: V g0 = V g -V g1 = 45 m 3 - 31.5 m 3 = 13.5 m 3 is pumped through the
Например, в каждом из четырех циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=13,5 м3/4=3,375 м3 и исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 30 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=30 м·0,2 м3·4 цикла=24 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=24 м3/4 цикла=6 м3.For example, each of the four cycles of the remaining volume of liquid is pumped into the column in
Далее, чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в четыре цикла производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=3,375 м3 и расклинивающего агента Vкi=6 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 2 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.Next, alternating the injection of the fracture fluid and the proppant, in four cycles the fracture fluid is injected in a volume of V r0i = 3.375 m 3 and the proppant V ki = 6 m 3 . At the end of the last injection cycle, the acid in the GT column is sold with an aqueous solution of a surfactant, for example ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99, at a concentration of 0.2%, i.e., for example 2 liters are added to 1 m 3 of waste water with a density ρ = 1100 kg / m 3 and in one volume of the
Пример 3.Example 3
Толщина продуктивной части карбонатного пласта 5 составляет hп=20 м. Значение коэффициента перевода примем равным k=1,5 м3/м.The thickness of the productive part of the
Тогда, подставляя в формулу (1), получаем суммарный объем жидкости разрыва:Then, substituting into formula (1), we obtain the total volume of the fracture fluid:
Vг=k·hп=(1,5 м3/м)·20 м=30 м3.V g = k · h p = (1.5 m 3 / m) · 20 m = 30 m 3 .
Объем закачиваемой жидкости разрыва Vг=30 м3.The volume of injected fluid rupture V g = 30 m 3 .
При толщине продуктивной части карбонатного пласта 5, равной hп=20 м, и общем объеме жидкости разрыва Vг=30 м3 объем закачки первой порции жидкости разрыва должен составлять не более 65% от общего объема закачки. Следовательно, Vг1=65% от суммарного объема - Vг составит Vг1=(65%·30 м3)/100%=19,5 м3.When the thickness of the productive part of the
Закачку жидкости разрыва и кислоты производят, как описано выше, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320, при этом герметизируют пространство между колоннами НКТ 2 и ГТ 6 и производят закачку в ГТ 6 первой порции жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа со скоростью не более 2 м3/мин.The fracture fluid and acid are injected, as described above, using the cementing unit CA-320, while the space between the tubing strings 2 and
Благодаря тому, что в добывающей скважине 1 от забоя 11 до уровня ВНК 10 выполнена цементная заливка 12, то закачиваемая по ГТ 6 жидкость разрыва в объеме первой порции Vг1=19,5 м3 через интервалы перфорации 13 (см. фиг.1) попадает в продуктивную часть карбонатного пласта 5 и образует трещины 14 (см. фиг.2).Due to the fact that
После этого оставшийся объем жидкости разрыва: Vг0=Vг-Vг1=30 м3 - 19,5 м3=10,5 м3 закачивают по колонне ГТ 6 (см. фиг.2) в пять циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента - 25%-ной соляной ингибированной кислоты.After this, the remaining volume of the fracturing fluid: V g0 = V g -V g1 = 30 m 3 - 19.5 m 3 = 10.5 m 3 is pumped through the
Например, в каждом из пяти циклов оставшийся объем жидкости закачивают в колонну ГТ 6 в равных долях, а именно по: Vг0i=10,5 м3/5=2,1 м3 и, исходя из того, что толщина продуктивной части (hп) карбонатного пласта 5 составляет 20 м, то получается, что общий объем кислоты Vк=20 м·0,2 м3·5 циклов=20 м3. Тогда в каждом цикле закачки: Vкi=20 м3/5 циклов=4 м3.For example, each of the five cycles, the remaining volume of liquid is pumped into the column in
Далее, чередуя закачку жидкости разрыва и расклинивающего агента, в пять циклов производят закачку жидкости разрыва в объеме Vг0i=2,1 м3 и расклинивающего агента Vкi=4 м3. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне ГТ, водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99, в концентрации 0,2%, т.е., например, на 1 м3 сточной воды плотностью ρ=1100 кг/м3 добавляют 2 литра и в одном объеме колонны ГТ 6, который определяется расчетным путем в зависимости от типоразмера колонны ГТ 6 с последующей технологической выдержкой 1,5 ч. По окончании технологической выдержки извлекают колонны ГТ 6 из колонны НКТ 2, спускают в колонну НКТ 2 насосное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано), как упомянуто выше вставной штанговый глубинный насос и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.Then, alternating the injection of the fracturing fluid and the proppant, in five cycles the fracturing fluid is injected in the volume V g0i = 2.1 m 3 and the proppant V ki = 4 m 3 . At the end of the last injection cycle, the acid in the GT column is sold with an aqueous solution of a surfactant, for example ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99, at a concentration of 0.2%, i.e. for example, 2 liters are added to 1 m 3 of wastewater with a density ρ = 1100 kg / m 3 and in the same volume of the
Применение предложенного способа в сравнении с прототипом позволяет:The application of the proposed method in comparison with the prototype allows you to:
- во-первых, простой технологический процесс осуществления способа и невысокое давление - (до 20 МПа) при проведении гидроразрыва пласта в карбонатных породах позволяют не привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления, при этом для проведения процесса ГРП в карбонатных породах достаточен один насосный агрегат ЦА-320, кроме того, исключается проведение дополнительных спуско-подъемных операций по замене эксплуатационных НКТ на колонну НКТ большего диаметра. Все это в целом позволяет сократить финансовые и материальные затраты на осуществление ГРП;- firstly, the simple technological process of the method and low pressure - (up to 20 MPa) when conducting hydraulic fracturing in carbonate rocks can not attract expensive equipment (sand mixer) and high pressure pump units, while for the hydraulic fracturing process in carbonate rocks is sufficient one CAA-320 pump unit, in addition, additional tripping operations to replace operational tubing with a larger diameter tubing string are excluded. All this as a whole allows to reduce financial and material costs for hydraulic fracturing;
- во-вторых, повысить эффективность проведения ГРП в карбонатных породах за счет проведения сначала водоизоляции подошвенных вод карбонатного пласта, а затем гидроразрыва продуктивной части карбонатного пласта с образованием высокопроницаемых трещин в карбонатном пласте, что исключает обводнение скважин при последующей эксплуатации карбонатного пласта.- secondly, to increase the efficiency of hydraulic fracturing in carbonate rocks by first waterproofing the bottom waters of the carbonate formation, and then by hydrofracturing the productive part of the carbonate formation with the formation of highly permeable cracks in the carbonate formation, which eliminates well flooding during subsequent operation of the carbonate formation.
Claims (1)
Vг=k·hп,
где Vг - объем жидкости разрыва, м3;
k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м3/м;
hп - толщина продуктивной части пласта, м,
герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - Vг под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию. The method of hydraulic fracturing of a carbonate formation, including the descent into the well of a string of tubing — tubing with a packer and its subsequent landing, the descent of a string of flexible tubing — GT below the lower end of the tubing into the tubing string, pumping water-insulating cement through a flexible pipe, and carrying out hydraulic fracturing of the carbonate reservoir with plantar water, characterized in that the lower end of the GT is lowered to the level of the oil-water contact - the oil-water complex, the space between the tubing string and the GT is sealed, and the water-insulating cement is injected along the GT with insulation bottom water in a carbonate formation with a well being poured from the bottom to the bottom hole level, after which the space between the tubing and GT columns is depressurized and the GT column is lifted so that its lower end is 1-2 m below the roof of the carbonate formation, after which the total fluid volume is determined gap according to the formula:
V g = k · h p ,
where V g is the volume of the fracture fluid, m 3 ;
k = 1.4-1.6 - conversion factor, m 3 / m;
h p - the thickness of the productive part of the reservoir, m,
they seal the space between the tubing and GT columns and inject the first portion of the fracture liquid into the GT in the volume of 60-70% of the total volume - V g under pressure not more than 25 MPa and at a speed of not more than 2 m 3 / min, after which the remaining volume of liquid the fracture is pumped into the GT in 3-5 cycles, alternating with the injection of a proppant, which is used as 25% hydrochloric inhibited acid, and the volume of acid is determined depending on the thickness of the productive part of the carbonate formation, based on the volume of 0.2 m 3 of acid per 1 m of formation thickness n each injection cycle, after the last injection cycle performed prodavku acid aqueous surfactant in HT column volume, followed by aging 1-2 hours, then removed from the column HT tubing string and run into a well operation.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011122174/03A RU2460875C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011122174/03A RU2460875C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2460875C1 true RU2460875C1 (en) | 2012-09-10 |
Family
ID=46938983
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011122174/03A RU2460875C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2460875C1 (en) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103527198A (en) * | 2013-10-21 | 2014-01-22 | 中国矿业大学 | Hydraulic fracturing control method of cut tight roof/top coal |
CN103541711A (en) * | 2013-10-21 | 2014-01-29 | 中国矿业大学 | Small aperture hydrofracturing control method for coal face end unsupported roof |
RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
RU2531775C1 (en) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Seam hydro frac in well |
RU2548271C1 (en) * | 2014-07-30 | 2015-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil producing well operation method |
RU2550638C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer |
RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
RU2612418C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
RU2789895C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-02-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
RU2375561C2 (en) * | 2004-03-24 | 2009-12-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of well completion in underground formation (versions) |
US7669655B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-03-02 | Bj Services Company | Method of fracturing a subterranean formation at optimized and pre-determined conditions |
US20100307755A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for efficient real-time characterization of hydraulic fractures and fracturing optimization based thereon |
RU2413837C2 (en) * | 2006-01-06 | 2011-03-10 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Procedure for maintaining pressure in borehole of well (versions) and device for its implementation |
-
2011
- 2011-05-31 RU RU2011122174/03A patent/RU2460875C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
RU2375561C2 (en) * | 2004-03-24 | 2009-12-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method of well completion in underground formation (versions) |
RU2413837C2 (en) * | 2006-01-06 | 2011-03-10 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Procedure for maintaining pressure in borehole of well (versions) and device for its implementation |
US7669655B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-03-02 | Bj Services Company | Method of fracturing a subterranean formation at optimized and pre-determined conditions |
US20100307755A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for efficient real-time characterization of hydraulic fractures and fracturing optimization based thereon |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2516626C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for oil or gas deposit |
RU2531775C1 (en) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Seam hydro frac in well |
CN103527198A (en) * | 2013-10-21 | 2014-01-22 | 中国矿业大学 | Hydraulic fracturing control method of cut tight roof/top coal |
CN103541711A (en) * | 2013-10-21 | 2014-01-29 | 中国矿业大学 | Small aperture hydrofracturing control method for coal face end unsupported roof |
CN103527198B (en) * | 2013-10-21 | 2016-02-24 | 中国矿业大学 | Cut a tight roof/top coal hydraulic fracture control method |
CN103541711B (en) * | 2013-10-21 | 2016-04-13 | 中国矿业大学 | Xuan Ding small-bore, coal-face termination hydraulic fracture control method |
RU2550638C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer |
RU2548271C1 (en) * | 2014-07-30 | 2015-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil producing well operation method |
RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
RU2571964C1 (en) * | 2014-12-30 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydrofracturing method for formation in well |
RU2612418C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulicfracturing |
RU2789895C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-02-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
RU2511329C1 (en) | Method of action on coal bed | |
RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
CN101949283A (en) | Water reducing, de-plugging and yield increasing integrated process | |
RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170601 |