RU2473798C1 - Method of hydraulic fracturing of well formation - Google Patents

Method of hydraulic fracturing of well formation Download PDF

Info

Publication number
RU2473798C1
RU2473798C1 RU2011141397/03A RU2011141397A RU2473798C1 RU 2473798 C1 RU2473798 C1 RU 2473798C1 RU 2011141397/03 A RU2011141397/03 A RU 2011141397/03A RU 2011141397 A RU2011141397 A RU 2011141397A RU 2473798 C1 RU2473798 C1 RU 2473798C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gel
proppant
formation
fluid
well
Prior art date
Application number
RU2011141397/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Венера Асгатовна Таипова
Олег Вячеславович Салимов
Радик Заузятович Зиятдинов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2011141397/03A priority Critical patent/RU2473798C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2473798C1 publication Critical patent/RU2473798C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method involves perforation of well walls at well formation interval with channels with the depth that is not less than length of stress concentration zone in rocks from the well shaft; lowering of pipe string with packer; installation of packer above roof of perforated productive formation; pumping of fracturing fluid gel to under-packer zone; creation of formation hydraulic fracturing pressure in under-packer zone and pumping of fracturing fluid gel with proppant to the formed formation crack. According to the invention, formation hydraulic fracturing is performed using different fractions of proppant and two types of fracturing fluid gel; besides, first, total volume of fracturing fluid gel is determined as per analytical expression. Total volume of fracturing fluid gel is divided into two parts, of which 2/3 of that fluid is volume of crosslinked gel, and 1/3 of that fluid is inline gel. Formation hydraulic fracturing process is started from pumping to the well via pipe string of fracturing fluid gel - crosslinked gel with dynamic viscosity of 150-200 sPa till a fracturing crack is formed in the formation. After fracturing crack is created in the formation, the rest volume of crosslinked gel of 2/3 of fluid is pumped in equal portions during 3-5 cycles with addition of proppant with fraction size of 12-18 mesh with flow rate of 1.5-2 m/min. Proppant is added to crosslinked gel in steps with increase in concentration from 200 to 1000 kg/m. After that, without interrupting the formation hydraulic fracturing process, inline gel with dynamic viscosity of 30-50 sPa is pumped to the well via pipe string in equal portions during 3-5 cycles to the fracturing fluid; proppant with fraction size of 20-40 mesh is added with stepped increase of concentration from 200 to 1000 kg/m. After the last portion of inline gel with proppant is pumped to the well pipe string, they are forced to the formation with process fluid. Besides, process fluid flow rate is decreased to 0.5-1 m/min during 1-3 minutes and pumping with flow rate of 2.5-3 m/min is recovered again till complete forcing of inline gel with proppant to the formation. Exposure is performed during the period of time, which is required for pumping pressure drop by 70-80%; packer is removed with pipe string from the well.EFFECT: increasing the method's efficiency owing to increasing the well drainage radius.3 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas industry and may find application to increase the productivity of both newly commissioned and existing production and injection wells.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (заявка на изобретение RU №94004737, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 27.09.1995 г.), включающий закачку в пласт жидкость разрыва в объеме, обеспечивающем создание трещины гидроразрыва длиной, равной радиусу прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости, затем уменьшают темп закачки и снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта и при этом темпе закачивают в колонну насосно-компрессорных труб суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объеме созданной трещины, после чего увеличением темпа закачки повышают забойное давление выше давления разрыва пласта, обеспечивая повторное раскрытие ранее созданной трещины, и закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб и части обсадной колонны от низа насосно-компрессорных труб до прорезанных щелей.Also known is a method of hydraulic fracturing (patent application RU No. 94004737, IPC 8 ЕВВ 43/26, publ. 09/27/1995), including the injection of fracturing fluid into the reservoir in a volume that ensures the creation of a hydraulic fracture with a length equal to the radius of the borehole formation zone reduced permeability, then lower the injection rate and lower the bottomhole pressure below the fracture pressure, and at this rate, a suspension of carrier fluid with fixing material in the volume of the created fracture is pumped into the tubing string, and then increase At a lower rate of injection, they increase the bottomhole pressure above the fracture pressure, ensuring re-opening of the previously created fracture, and pump the squeezing fluid in an amount equal to the volume of the tubing string and the casing string from the bottom of the tubing to the cut openings.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (заявка на изобретение RU №97122295, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 27.08.1999 г.), включающий закачку жидкости разрыва при забойном давлении выше давления разрыва пласта и создание трещины заданного размера, снижение забойного давления ниже давления разрыва пласта, закачку суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом, подъем забойного давления выше давления разрыва пласта увеличением темпа закачки и закачку при этом давлении продавочной жидкости, причем жидкость разрыва закачивают в объеме, обеспечивающем создание трещины длиной, превышающей радиус прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости, а суспензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом закачивают в объеме, большем объема созданной трещины, при этом длина созданной трещины превышает радиус прискважинной зоны на 5-15%, причем объем суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом больше объема созданной трещины на 10-20%, при этом снижение давления в скважине ниже давления разрыва после созданной трещины гидроразрыва обеспечивают прекращением закачки, причем перед проведением гидроразрыва осуществляют перфорацию заданного интервала пласта.A known method of hydraulic fracturing (patent application RU No. 97122295, IPC 8 ЕВВ 43/26, publ. 08/27/1999), including the injection of fracturing fluid at bottomhole pressure above the fracture pressure and creating a predetermined size crack, lowering bottomhole pressure below fracture pressure, injection of a suspension of a carrier fluid with a fixing material, a rise in the bottomhole pressure above the fracture pressure by an increase in the injection rate, and injection of a squeezing fluid at that pressure, and the fracture fluid is pumped into the volume, providing which creates a crack with a length exceeding the radius of the borehole zone of the formation of reduced permeability, and a suspension of carrier fluid with a fixing material is pumped in a volume greater than the volume of the created fracture, while the length of the created fracture exceeds the radius of the borehole zone by 5-15%, and the volume of the liquid suspension is the carrier with the fixing material is 10-20% more than the volume of the created crack, while the pressure decrease in the well below the fracture pressure after the created hydraulic fracture is provided by stopping the injection, and Before hydraulic fracturing, perforation of a given interval of the formation is carried out.

Обоим аналогам присущи следующие недостатки:Both analogues have the following disadvantages:

- во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа, а также высокая трудоемкость и дороговизна;- firstly, the complex technological process of the method, as well as the high complexity and high cost;

- во-вторых, динамическую вязкость жидкости разрыва не изменяют в процессе образования трещины и при ее последующем закачивании в трещину вместе с проппантом с целью ее крепления, что осложняет продавку проппанта в самые отделенные от скважины зоны, в связи с чем снижается эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП);- secondly, the dynamic viscosity of the fracturing fluid is not changed during the formation of the fracture and when it is subsequently pumped into the fracture together with the proppant in order to fix it, which complicates the flow of proppant into the zones most separated from the well, which reduces the efficiency of hydraulic fracturing (Hydraulic fracturing);

- в-третьих, крепления трещины осуществляется закрепляющим материалом одной фракции, что приводит к скорому смыканию трещины и снижению эффекта от проведенного ГРП.- thirdly, the crack is fixed by the fixing material of one fraction, which leads to a quick closure of the crack and a decrease in the effect of hydraulic fracturing.

Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м3; второй - в объеме 10-12 м3 и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м3, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м3/мин.The closest is a method of hydraulic fracturing in a well (patent RU No. 2358100, IPC 8 ЕВВ 43/26, published in Bulletin No. 16 of 06/10/2009), including perforation of the walls of the well with channels at least the depth of the stress concentration zone in rocks from the wellbore of the existing well and injection into the well of the gel-like fracturing fluid "Himeko" in portions: the first - in the amount of 3-8 m 3 ; the second - in a volume of 10-12 m 3 and with a crack crack fastener; the third - in a volume of 2-3 m 3 , after which the portions of gel-like liquid are forced into the reservoir with a flow rate of 0.5-1 m 3 / min.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, небольшой радиус дренирования скважин так, как в первой порции закачивается всего 3-8 м3 гелеобразной жидкости разрыва, поэтому при закачке дальнейших порций гелеобразной жидкости разрыва с проппантом невозможно продавить проппант глубже уже образованной трещины пласта (развить трещину), кроме того, применяется гелеобразная жидкость разрыва «Химеко» с одной динамической вязкостью и с крепителем трещин одной фракции;- firstly, a small radius of well drainage, as in the first portion only 3-8 m 3 of gel-like fracturing fluid is injected, therefore, when further portions of gel-like fracturing fluid with proppant are injected, it is impossible to push the proppant deeper than the already formed formation fracture (develop a fracture), except in addition, a gel-like Himeko fracture fluid with one dynamic viscosity and crack fixer of one fraction is used;

- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, которое происходит из-за того, что крепитель трещин добавляют только при закачке второй порции гелеобразной жидкости разрыва в объеме 10-12 м3, которую затем продавливают порций гелеобразной жидкости в пласт, поэтому проппант концентрируется в основном только в определенной зоне трещины пласта, т.е. в той зоне трещины пласта куда удалось осуществить продавку проппанта;- secondly, the uneven distribution of proppant in the formation fracture, which occurs due to the fact that the crack fixer is added only when the second portion of the gel-like fracturing fluid is injected in a volume of 10-12 m 3 , which is then forced through the portions of the gel-like fluid in the reservoir, therefore, the proppant it concentrates mainly only in a certain zone of the formation fracture, i.e. in that zone of the formation fracture where proppant was sold;

- в-третьих, низкая эффективность проведения ГРП, вследствие неравномерной закрепленности трещины в пласте, т.е. трещина при последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в короткий промежуток времени смыкается, что приводит к снижению производительности добывающих и нагнетательных скважин.- thirdly, the low efficiency of hydraulic fracturing, due to uneven consolidation of the fracture in the reservoir, i.e. a crack during subsequent operation of a production or injection well closes in a short period of time, which leads to a decrease in the productivity of production and injection wells.

Задачей изобретения являются увеличение радиуса дренирования скважины, равномерное распределения проппанта в трещине пласта и повышение эффективности проведения ГРП за счет создания длинных высокопроводящих трещин разрыва в пласте с их последующим последовательным креплением проппантом различных фракций, носителями которых являются гелированные жидкости разрыва с различной динамической вязкостью.The objective of the invention is to increase the radius of the drainage of the well, uniform distribution of proppant in the fracture of the formation and increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the creation of long highly conductive fracture fractures in the reservoir with their subsequent sequential fastening by proppant of various fractions, the carriers of which are gelled fracturing fluids with different dynamic viscosities.

Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing in the well, including perforation of the walls of the well in the reservoir interval with channels at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, lowering the pipe string with a packer, packing the packer over the roof of the perforated formation, pumping gelled fluid into the under-packer zone fracturing, creating in the sub-packer zone of hydraulic fracturing pressure and pushing the gelled fracturing fluid with proppant into the formed fracture of the formation.

Новым является то, что перед проведением гидравлического разрыва пласта ГРП колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:What is new is that before hydraulic fracturing, the pipe string is filled with process fluid and the total volume of gelled fracturing fluid is determined by the following formula:

Vг=k·Hп,V g = k · H p

где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;where V g - the total volume of the fluid gap, m 3 ;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;k = 11-12 - conversion factor, m 3 / m;

Нп - высота интервала перфорации пласта, м.N p - the height of the interval of perforation of the reservoir, m

Общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - линейный гель, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 Vг объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м3/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м3/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сП с добавлением проппанта фракции 20-40 меш. со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 минут и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.The total volume of the gelled fracturing fluid is divided into two parts, of which 2/3 Vg is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 Vg is the linear gel, the hydraulic fracturing process is started by pumping the gelled fracture fluid pipe — crosslinked gel with dynamic viscosity 150 into the well -200 cP before the formation of a fracture in the formation, after the creation of a fracture in the formation, the remaining 2/3 Vg of the volume of cross-linked gel is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the addition of a proppant fraction of 12-18 mesh. with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min, and the proppant is introduced into the crosslinked gel stepwise with increasing concentrations from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , then, without stopping the hydraulic fracturing process, into the well along the pipe string, increasing the flow up to 2.5-3 m 3 / min, pumped in equal portions in 3-5 cycles, the fracturing fluid is a linear gel with a dynamic viscosity of 30-50 cP with the addition of a proppant fraction of 20-40 mesh. with a stepwise increase in concentration from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , after the last portion of the linear gel with proppant is injected into the pipe string, they are pumped into the formation with process fluid, while during the process of pumping they reduce the flow of process fluid to 0.5 -1 m 3 / min for 1-3 minutes and resume pumping again with a flow rate of 2.5-3 m 3 / min until they are completely displaced linear gel with proppant into the reservoir, soak for the time required to drop the injection pressure by 70-80%, unpack the packer and remove it with Olona pipe from the well.

На фиг.1 и 2 схематично изображена реализация способа гидравлического разрыва пласта в скважине.Figure 1 and 2 schematically shows the implementation of the method of hydraulic fracturing in the well.

Предложенный способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляется следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing in a well is as follows.

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 (см. фиг.1) включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 и 2' глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.The method of hydraulic fracturing (Fracturing) in the well 1 (see figure 1) includes perforating the walls of the well 1 with channels 2 and 2 'with a depth not less than the length of the zone of stress concentration in the rocks from the wellbore 1 by any known method, for example, as described in the patent RU No. 2358100, IPC 8 Е21В 43/26, publ. in bull. No.16 of 06/10/2009

Далее в скважину в зону ГРП производят спуск колонны труб 3, например колонны насосно-компрессорных труб 73 мм с пакером 4, так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 на уровне кровли 5 пласта 6, после чего производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например, проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация. Таким образом герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений, возникаемых в процессе ГРП.Next, a pipe string 3 is lowered into the well in the hydraulic fracturing zone, for example, tubing string 73 mm with packer 4, so that the packer is 5-10 m above the roof 5 of formation 6 to be fractured, and the lower end of the pipe string 3 is roof level 5 of formation 6, after which packer 4 of any known design is planted, for example, a packer with anchor with mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaM3-YaG2 (F) (per 100 MPa) produced scientifically - Production company "Packer" Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation. In this way, the annulus 7 of the well 1 is sealed in order to protect the walls of the well from the effects of high pressures generated during the hydraulic fracturing.

Далее, т.е. перед проведением ГРП колонну труб 3 заполняют технологической жидкостью, например сточной водой плотностью: ρ=1180 кг/м3, и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:Further, i.e. before hydraulic fracturing, the pipe string 3 is filled with process fluid, for example waste water with a density of: ρ = 1180 kg / m 3 , and the total volume of the gelled fracturing fluid is determined by the following formula:

Vг=k·Hп,V g = k · H p

где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;where V g - the total volume of the fluid gap, m 3 ;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=12;k = 11-12 - transfer coefficient, m 3 / m, we take k = 12;

Нп - высота интервала перфорации пласта, м.N p - the height of the interval of perforation of the reservoir, m

В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта, в котором производят ГРП.In this formula, the conversion coefficient is obtained experimentally and depends on the physicochemical properties of the formation in which the hydraulic fracturing is performed.

Например, высота интервала перфорации пласта - Нп=5 м (см. фиг.1 и 2). Тогда, подставляя в формулу: Vг=k·Hп, получаем общий объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:For example, the height of the interval of perforation of the reservoir - N p = 5 m (see figure 1 and 2). Then, substituting in the formula: V g = k · H p , we obtain the total volume of the injected gel-like fracture fluid:

Vг=12(м3/м)·5(м)=60 м3.V g = 12 (m 3 / m) · 5 (m) = 60 m 3 .

Далее общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - линейный гель.Further, the total volume of the gelled fracturing liquid is divided into two parts, of which 2/3 Vg is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 Vg is the linear gel.

Тогда объем сшитого геля: Vсг=2/3 Vг=60 м3·2/3=40 м3, а объем линейного геля: Vлг=1/3 Vг=60 м·1/3=20 м3.Then the volume of the crosslinked gel: V cr = 2/3 V g = 60 m 3 · 2/3 = 40 m 3 , and the volume of the linear gel: V lg = 1/3 V g = 60 m · 1/3 = 20 m 3 .

Готовят гелированную жидкость разрыва - сшитый гель любым известным способом например, как описано в заявке RU №2008136865, МПК 8 С09К 8/512, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2010 г. Процесс ГРП начинают с закачки в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП. Закачку сшитого геля производят через перфорационные каналы 2 и 2' с расходом 1,5-2 м3/мин до достижении разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 6. Например, при достижении давления 35 МПа вследствии образования трещины 8 произошло падение давление закачки гелеобразной разрывной жидкости - сшитого геля на 20-25%, т.е. до 27 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 25-30%, например с 1,2 м3/мин до 1,6 м3/мин. При этом в процессе образования трещины 8 в колонну труб 3 скважины 1 было закачана гелеобразная жидкость разрыва - сшитый гель в объеме Vсг1=25 м3.A gelled fracturing liquid is prepared — a crosslinked gel by any known method, for example, as described in the application RU No. 2008136865, IPC 8 C09K 8/512, publ. in bull. No. 8 dated March 20, 2010. The hydraulic fracturing process begins with injection into well 1 (see FIG. 1) through a pipe string 3 of a gelled fracturing fluid — a cross-linked gel with a dynamic viscosity of 150-200 cP. The crosslinked gel is injected through perforation channels 2 and 2 'with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min until a rock is broken in formation 6 and a crack 8 is formed, which will be indicated by a drop in injection pressure and an increase in injectivity of formation 6. For example, upon reaching pressure 35 MPa due to the formation of a crack 8 there was a drop in the injection pressure of the gel-like discontinuous fluid - cross-linked gel by 20-25%, i.e. up to 27 MPa, while the injectivity of formation 6 increased by 25-30%, for example, from 1.2 m 3 / min to 1.6 m 3 / min. At the same time, in the process of crack 8 formation, a gel-like fracturing fluid was pumped into the pipe string 3 of well 1 — a cross-linked gel in a volume of V cr1 = 25 m 3 .

Далее оставшийся объем сшитого геля Vсг2=Vсг-Vсг1=40-25=15 м3 закачивают за 3-5 циклов равными порциями, например на 5 циклов: Vсг2i=15 м3/5=3 м3, т.е. каждая порция по 3 м3 каждая и ступенчато с каждым циклом добавляют крепитель трещин - проппант фракции 12-18 меш., увеличивая плотность проппанта в сшитом геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку сшитого геля с проппантом производят с расходом 1,5-2 м3/мин.Next, the remaining amount of crosslinked gel a2 V = V c -V sg1 = 40-25 = 15 m3 pumped for 3-5 cycles of equal portions, e.g. 5 cycles: V sg2i = 15 m 3/5 = 3 m 3 m. e. each portion of 3 m 3 each and stepwise with each cycle add a crack fixer - proppant fraction 12-18 mesh., increasing the density of the proppant in the crosslinked gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. (200 kg / m 3 , 400 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), moreover, the injection of cross-linked gel with proppant is carried out with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min .

Проппанты фракций 12-18 меш. и 20-40 меш. изготавливаются по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются Боровичевским Комбинатом Огнеупоров, г.Боровичи, Республика Беларусь.Proppants of fractions 12-18 mesh. and 20-40 mesh. are made according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”and are produced by the Borovichi Refractory Plant, Borovichi, the Republic of Belarus.

Сшитый гель с проппантом 9 фракции 12-18 меш., продавливается через перфорационные каналы 2 и 2' по всему объему трещины 8, заполняя ее причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.A crosslinked gel with proppant 9 of a fraction of 12-18 mesh is pressed through perforation channels 2 and 2 'over the entire volume of crack 8, filling it with the most distant zones of the crack being fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as you approach the trunk wells, and in the fracture zone near the wellbore, the proppant density is 1000 kg / m 3 .

Готовят гелированную жидкость разрыва - линейный гель любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК 8 С09К 8/68, опубл. в бюл. №4 от 20.02.2010 г.A gelled fracturing liquid is prepared — a linear gel by any known method, for example, as described in patent RU No. 2381252, IPC 8 C09K 8/68, publ. in bull. No 4 on 02/20/2010

Далее, не прерывая процесса ГРП, переходят на циклическую закачку равными порциями по колонне труб 3 в скважину 1 линейного геля с проппантом 10 (см. фиг.2) в объеме, как указано выше: Vлг=20 м3.Further, without interrupting the hydraulic fracturing process, they transfer to cyclic injection in equal portions along the pipe string 3 into the well 1 of the linear gel with proppant 10 (see Fig. 2) in the volume as indicated above: V lg = 20 m 3 .

Линейный гель с проппантом 10 закачивают за 3-5 циклов равными порциями, например на 5 циклов: Vлгi=20 м3/5=4 м3, т.е. каждая порция по 4 м3 каждая и ступенчато с каждым циклом добавляют крепитель трещин - проппант фракции 20-40 меш., увеличивая плотность проппанта в линейном геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3,400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку линейного геля с проппантом производят с расходом 2,5-3 м3/мин.Linear gel with proppant 10 is pumped for 3-5 cycles of equal portions, e.g. 5 cycles: V lgi = 20 m 3/5 = 4 m 3, i.e. each portion of 4 m 3 each and stepwise with each cycle add a crack fixer - proppant fraction 20-40 mesh., increasing the density of the proppant in a linear gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. (200 kg / m 3 , 400 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the linear gel with proppant is injected with a flow rate of 2.5-3 m 3 / min .

Линейный гель с проппантом 10 фракции 20-40 меш. продавливается в трещину 8 только через перфорационные каналы 2 и 2', заполняя центральную часть трещины 8, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Linear gel with proppant 10 fractions 20-40 mesh. extruded into the fracture 8 only through the perforation channels 2 and 2 ', filling the central part of the fracture 8, and the most distant fracture zones are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as it approaches the wellbore, and in the fracture zone near the wellbore proppant density is 1000 kg / m 3 .

После закачки последней стадии линейного геля с проппантом 10 концентрации 1000 кг/м3 производят его продавку в пласт (на фиг.1 и 2 не показано) технологической жидкостью плотностью: ρ=1180 кг/м3.After injection of the last stage of the linear gel with proppant 10, concentrations of 1000 kg / m 3 , it is forced into the reservoir (not shown in FIGS. 1 and 2) with a process fluid with a density of: ρ = 1180 kg / m 3 .

Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт последней порции линейного геля с проппантом, соответствует, например полуторократному внутреннему объему спущенной в скважину 1 колонны труб 3.The volume of the process fluid, sufficient for full delivery to the reservoir of the last portion of the linear gel with proppant, corresponds, for example, to one and a half times the internal volume of the pipe string 3 lowered into the well 1.

В процессе продавки последней порции линейного геля с проппантом снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 минут и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, например со значения 35 МПа (указанного выше) до 10-10,5 МПа, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.In the process of selling the last portion of the linear gel with proppant, the flow rate of the process fluid is reduced to 0.5-1 m 3 / min for 1-3 minutes and pumping is resumed again with a flow rate of 2.5-3 m 3 / min until the linear gel is fully sold with proppant into the formation, hold for a time necessary for the injection pressure to drop by 70-80%, for example, from 35 MPa (above) to 10-10.5 MPa, unpack the packer and remove it from the pipe string from the well.

Снижение расхода технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в процессе продавки линейного геля с проппантом производят с целью равномерного уплотнения и распределения проппанта в трещине пласта.Reducing the flow rate of the process fluid to 0.5-1 m 3 / min during the delivery of the linear gel with proppant is carried out with the aim of uniform compaction and distribution of proppant in the fracture of the formation.

Благодаря эффекту «туннелирования», когда в жидкости с большей динамической вязкостью течет жидкость с меньшей динамической вязкостью, обеспечивается продавка линейного геля динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом мелкой фракции 20-40 меш. через перфорационные каналы 2 и 2', расположенные в центре перфорированного канала 2 пласта 6, причем ранее продавленный в трещину 8 сшитый гель динамической вязкостью 150-200 сП с проппантом более крупной фракции 16-18 меш. оттесняется на периферию трещины 8, расширяя ее и тем самым увеличивая равномерность и плотность закрепления трещины 8. Опытным путем установлено, что применение сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП и линейного геля с динамической вязкостью 30-50 сП обеспечивает наиболее эффективное проведение ГРП, поскольку при превышении вышеуказанных границ динамической вязкости или снижении за эти границы при закачке сшитого геля резко повышается давление гидравлического разрыва пласта, а при закачке линейного геля резко повышается давление его продавки, что снижает эффективность проведения ГРП.Due to the “tunneling" effect, when a liquid with a lower dynamic viscosity flows in a liquid with a higher dynamic viscosity, a linear gel is sold with a dynamic viscosity of 30-50 cP with a proppant of a fine fraction of 20-40 mesh. through the perforation channels 2 and 2 'located in the center of the perforated channel 2 of the formation 6, moreover, a crosslinked gel with a dynamic viscosity of 150-200 cP previously propped into the crack 8 with a proppant of a larger fraction of 16-18 mesh. pushed to the periphery of the fracture 8, expanding it and thereby increasing the uniformity and density of the crack 8. It has been experimentally established that the use of a crosslinked gel with a dynamic viscosity of 150-200 cP and a linear gel with a dynamic viscosity of 30-50 cP provides the most effective fracturing, because if the above dynamic dynamic limits are exceeded or decrease beyond these boundaries when injecting a crosslinked gel, the hydraulic fracturing pressure increases sharply, and when the linear gel is injected, the pressure increases sharply its sales, which reduces the effectiveness of hydraulic fracturing.

Пример конкретного применения №1Case Study No. 1

Высота интервала вскрытия пласта Нп=4 м. Подставляя в формулу: Vг=k·Hп, получили общий объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:The height of the interval of the opening of the formation N p = 4 m. Substituting in the formula: V g = k · H p , we received the total volume of injected gel-like fracturing fluid:

Vг=12 (м3/м)·4(м)=48 м3.V g = 12 (m 3 / m) · 4 (m) = 48 m 3 .

Далее общий объем гелированной жидкости разрыва разделили на две части, из которого 2/3 Vсг - объем сшитого геля, а 1/3 Vлг - линейный гель.Next, the total volume of the gelled fracture liquid was divided into two parts, of which 2/3 V cr is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 V lg is a linear gel.

Тогда объем сшитого геля: Vсг=2/3 Vг=48 м3·2/3=32 м3, а объем линейного геля: Vлг=1/3 Vг=48 м3·1/3=16 м3. Приготовили гелированную жидкость разрыва - сшитый гель в объеме 32 м3.Then the volume of the crosslinked gel: V cr = 2/3 V g = 48 m 3 · 2/3 = 32 m 3 , and the volume of the linear gel: V lg = 1/3 V g = 48 m 3 · 1/3 = 16 m 3 . A gelled fracturing liquid was prepared — crosslinked gel in a volume of 32 m 3 .

Процесс ГРП начинали с закачки в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150 сП. Закачку сшитого геля производили через перфорационные каналы 2 и 2' с расходом 1,5 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8, о чем свидетельствовало падение давления закачки гелеобразной разрывной жидкости - сшитого геля с 34 МПа до 26 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась с 1,3 м3/мин до 1,65 м3/мин, при этом в процессе образования трещины 8 в колонну труб 3 скважины 1 было закачана гелеобразная жидкость разрыва - сшитый гель в объеме Vсг1=20 м3.The hydraulic fracturing process began with injection into well 1 (see FIG. 1) through a pipe string 3 of a gelled fracturing fluid — a cross-linked gel with a dynamic viscosity of 150 cP. The crosslinked gel was injected through perforation channels 2 and 2 'with a flow rate of 1.5 m 3 / min until the formation rock 6 was cracked and crack 8 formed, as evidenced by the drop in the injection pressure of the gel-like discontinuous fluid - crosslinked gel from 34 MPa to 26 MPa, the injectivity of formation 6 increased from 1.3 m 3 / min to 1.65 m 3 / min, while during the formation of a crack 8 a gel-like fracturing fluid was pumped into the pipe string 3 of well 1 — a cross-linked gel in a volume of V cr1 = 20 m 3 .

Далее оставшийся объем сшитого геля Vсг2=Vсг-Vсг1=32-20=12 м3 закачали за 3 цикла равными порциями: Vсг2i=12 м3/3=4 м3, т.е. каждая порция по 4 м3 каждая и ступенчато с каждым циклом добавляют крепитель трещин - проппант 9 фракции 12-18 меш., увеличивая плотность проппанта в сшитом геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 600 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку сшитого геля с проппантом производили с расходом 1,5 м3/мин.Next, the remaining amount of crosslinked gel a2 V = V c -V sg1 = 32-20 = 12 m3 pumped in 3 equal portions cycle: V sg2i = 12 m 3 / m 3 = 4 3, i.e. each portion of 4 m 3 each and stepwise with each cycle add a crack fixer - proppant 9 fractions 12-18 mesh., increasing the proppant density in the crosslinked gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. . (200 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), moreover, the injection of cross-linked gel with proppant was carried out with a flow rate of 1.5 m 3 / min.

Сшитый гель с проппантом 9 фракции 12-18 меш. продавливали через перфорационные каналы 2 и 2' по всему объему трещины 8, заполняя ее причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Crosslinked gel with proppant 9 fractions 12-18 mesh. pushed through the perforation channels 2 and 2 'over the entire volume of the fracture 8, filling it with the most distant zones of the fracture being fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as we get closer to the wellbore, and in the fracture zone near the wellbore the proppant density is 1000 kg / m 3 .

Приготовили гелированную жидкость разрыва - линейный гель в объеме 16 м3.A gelled fracturing liquid was prepared — a linear gel in a volume of 16 m 3 .

Далее, не прерывая процесса ГРП, перешли на циклическую закачку линейного геля.Further, without interrupting the hydraulic fracturing process, we switched to a cyclic linear gel injection.

Для этого линейный гель с проппантом 10 (см. фиг.2) закачали за 3 цикла равными порциями по колонне труб 3 в скважину 1: Vлгi=16 м3/3=5,33 м3, т.е. каждая порция по 5,33 м каждая и ступенчато с каждым циклом добавляли крепитель трещин - проппант фракции 20-40 меш., увеличивая плотность проппантата в линейном геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 600 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку линейного геля с проппантом производили с расходом 2,5 м3/мин.For this purpose a linear gel with proppant 10 (. 2 cm) was pumped over 3 cycles equal portions 3 through the pipe string into the well 1: V lgi = 16 m 3/3 = 5.33 m 3, i.e. each batch of 5.33 m each and incrementally with each cycle added a crack fixer - proppant fraction 20-40 mesh., increasing the proppant density in a linear gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. . (200 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the linear gel with proppant was injected with a flow rate of 2.5 m 3 / min.

Линейный гель с проппантом 10 фракции 20-40 меш. продавливали в трещину 8 только через перфорационные каналы 2 и 2', заполняя центральную часть трещины 8, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Linear gel with proppant 10 fractions 20-40 mesh. pushed into the fracture 8 only through the perforation channels 2 and 2 ', filling the central part of the fracture 8, and the most distant zones of the fracture are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as it approaches the wellbore, and in the fracture zone near the wellbore proppant density is 1000 kg / m 3 .

После закачки последней стадии линейного геля с проппантом 10 концентрации 1000 кг/м3 произвели его продавку в пласт (на фиг.1 и 2 не показано) технологической жидкостью плотностью: ρ=1180 кг/м3 в объеме 7 м3.After the last stage of linear gel with proppant 10 was injected, concentrations of 1000 kg / m 3 were forced into the formation (not shown in FIGS. 1 and 2) with a process fluid with density: ρ = 1180 kg / m 3 in a volume of 7 m 3 .

В процессе продавки последней порции линейного геля с проппантом снизили расход технологической жидкости до 0,5 м3/мин в течение 1 минуты и вновь возобновили закачку с расходом 2,5 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. Произвели выдержку в течение 5 мин, т.е. до спада давления закачки со значения 34 МПа (указанного выше) до 8,0 МПа. Далее распакеровали пакер и извлекли его с колонной труб из скважины.In the process of selling the last portion of the linear gel with proppant, the flow rate of the process fluid was reduced to 0.5 m 3 / min for 1 minute and pumping was resumed again with a flow rate of 2.5 m 3 / min until the linear gel with proppant was completely pushed into the reservoir. Excerpted for 5 minutes, i.e. until the injection pressure drops from 34 MPa (above) to 8.0 MPa. Next, the packer was unpacked and removed with a pipe string from the well.

Пример конкретного применения №2Case Study No. 2

Высота интервала вскрытия пласта Нп=6 м.The height of the interval of the formation N p = 6 m

Подставляя в формулу: Vг=k·Hп, получили общий объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:Substituting into the formula: V g = k · H p , we obtained the total volume of the injected gel-like fracture fluid:

Vг=12(м3/м)·6 (м)=72 м3.V g = 12 (m 3 / m) · 6 (m) = 72 m 3 .

Далее общий объем гелированной жидкости разрыва разделили на две части, из которого 2/3 Vсг - объем сшитого геля, а 1/3 Vлг - линейный гель.Next, the total volume of the gelled fracture liquid was divided into two parts, of which 2/3 V cr is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 V lg is a linear gel.

Тогда объем сшитого геля: Vсг=2/3 Vг=72 м3·2/3=48 м3, а объем линейного геля: Vлг=1/3 Vг=72 м3·1/3=24 м3. Приготовили гелированную жидкость разрыва - сшитый гель в объеме 48 м3.Then the volume of the crosslinked gel: V cr = 2/3 V g = 72 m 3 · 2/3 = 48 m 3 , and the volume of the linear gel: V lg = 1/3 V g = 72 m 3 · 1/3 = 24 m 3 . A gelled fracturing liquid was prepared — a crosslinked gel in a volume of 48 m 3 .

Процесс ГРП начинали с закачки в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 175 сП. Закачку сшитого геля производили через перфорационные каналы 2 и 2' с расходом 1,5 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8, о чем свидетельствовало падение давления закачки гелеобразной разрывной жидкости-сшитого геля с 37 МПа до 28 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась с 1,5 м3/мин до 1,9 м3/мин, при этом в процессе образования трещины 8 в колонну труб 3 скважины 1 было закачана гелеобразная жидкость разрыва - сшитый гель в объеме Vcг1=32 м3.The hydraulic fracturing process began with injection into the well 1 (see FIG. 1) through a pipe string 3 of a gelled fracturing fluid — a cross-linked gel with a dynamic viscosity of 175 cP. The crosslinked gel was injected through perforation channels 2 and 2 'with a flow rate of 1.5 m 3 / min until rock 6 was broken and a crack 8 formed, as evidenced by a drop in the injection pressure of the gel-like discontinuous fluid-crosslinked gel from 37 MPa to 28 MPa, the injectivity of formation 6 increased from 1.5 m 3 / min to 1.9 m 3 / min, while during the formation of a crack 8 a gel-like fracturing fluid was pumped into the pipe string 3 of well 1 — a cross-linked gel in a volume of V cg1 = 32 m 3 .

Далее оставшийся объем сшитого геля Vсг2=Vсг-Vсг1=48-32=16 м3 закачали за 4 цикла равными порциями: Vсг2i=16 м3/4=4 м3, т.е. каждая порция по 4 м3 каждая и ступенчато с каждым циклом добавляют крепитель трещин - проппант 9 фракции 12-18 меш., увеличивая плотность проппанта в сшитом геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 500 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку сшитого геля с проппантом производили с расходом 1,7 м3/мин.Next, the remaining amount of crosslinked gel 2 V c = V c -V c 1 = 48-32 = 16 m3 pumped per cycle 4 equal portions: V sg2i = 16 m 3/4 = 4 m 3, i.e. each portion of 4 m 3 each and stepwise with each cycle add a crack fixer - proppant 9 fractions 12-18 mesh., increasing the proppant density in the crosslinked gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. . (200 kg / m 3 , 500 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the crosslinked gel with proppant was pumped at a flow rate of 1.7 m 3 / min.

Сшитый гель с проппантом 9 фракции 12-18 меш. продавливали через перфорационные каналы 2 и 2' по всему объему трещины 8, заполняя ее, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Crosslinked gel with proppant 9 fractions 12-18 mesh. pushed through the perforation channels 2 and 2 'over the entire volume of the fracture 8, filling it, and the most distant zones of the fracture are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as we approach the wellbore, and proppant density in the fracture zone near the borehole is 1000 kg / m 3 .

Приготовили гелированную жидкость разрыва - линейный гель в объеме 24 м3.A gelled fracturing liquid was prepared — a linear gel in a volume of 24 m 3 .

Далее, не прерывая процесса ГРП, перешли на циклическую закачку линейного геля.Further, without interrupting the hydraulic fracturing process, we switched to a cyclic linear gel injection.

Для этого линейный гель с проппантом 10 (см. фиг.2) закачали за 4 цикла равными порциями по колонне труб 3 в скважину 1: Vлгi=24 м3/4=6 м3, т.е. каждая порция по 6 м3 каждая и ступенчато с каждым циклом добавляли крепитель трещин - проппант фракции 20-40 меш., увеличивая плотность проппанта в линейном геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 500 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку линейного геля с проппантом производили с расходом 2,7 м3/мин.For this purpose a linear gel with proppant 10 (. 2 cm) was pumped over 4 cycles equal portions 3 through the pipe string into the well 1: V lgi = 24 m 3/4 = 6 m 3, i.e. each portion of 6 m 3 each and stepwise with each cycle added a crack fixer - proppant fraction 20-40 mesh., increasing the density of the proppant in a linear gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , i.e. (200 kg / m 3 , 500 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the linear gel with proppant was injected with a flow rate of 2.7 m 3 / min.

Линейный гель с проппантом 10 фракции 20-40 меш. продавливали в трещину 8 только через перфорационные каналы 2 и 2', заполняя центральную часть трещины 8, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Linear gel with proppant 10 fractions 20-40 mesh. pushed into the fracture 8 only through the perforation channels 2 and 2 ', filling the central part of the fracture 8, and the most distant zones of the fracture are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as it approaches the wellbore, and in the fracture zone near the wellbore proppant density is 1000 kg / m 3 .

После закачки последней стадии линейного геля с проппантом 10 концентрации 1000 кг/м3 произвели его продавку в пласт (на фиг.1 и 2 не показано) технологической жидкостью плотностью: ρ=1180 кг/м3 в объеме 7,5 м3.After the last stage of linear gel with proppant 10 was injected, concentrations of 1000 kg / m 3 were pumped into the formation (not shown in FIGS. 1 and 2) with a process fluid with density: ρ = 1180 kg / m 3 in a volume of 7.5 m 3 .

В процессе продавки последней порции линейного геля с проппантом снизили расход технологической жидкости до 0,7 м3/мин в течение 2 минут и вновь возобновили закачку с расходом 2,7 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. Произвели выдержку в течение 10 мин, т.е. до спада давления закачки со значения 37 МПа (указанного выше) до 9,0 МПа. Далее распакеровали пакер и извлекли его с колонной труб из скважины.In the process of selling the last portion of the linear gel with proppant, the flow rate of the process fluid was reduced to 0.7 m 3 / min for 2 minutes and pumping was resumed again with a flow rate of 2.7 m 3 / min until the linear gel with proppant was fully poured into the reservoir. Excerpted for 10 minutes, i.e. until the injection pressure drops from 37 MPa (indicated above) to 9.0 MPa. Next, the packer was unpacked and removed with a pipe string from the well.

Пример конкретного применения №3Case Study No. 3

Высота интервала вскрытия пласта Нп=7 м.The height of the interval of the formation N p = 7 m

Подставляя в формулу: Vг=k·Hп, получили общий объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:Substituting into the formula: V g = k · H p , we obtained the total volume of the injected gel-like fracture fluid:

Vг=12 (м3/м)·7(м)=84 м3.V g = 12 (m 3 / m) 7 (m) = 84 m 3 .

Далее общий объем гелированной жидкости разрыва разделили на две части, из которого 2/3 Vсг - объем сшитого геля, а 1/3 Vлг - линейный гель.Next, the total volume of the gelled fracture liquid was divided into two parts, of which 2/3 V cr is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 V lg is a linear gel.

Тогда объем сшитого геля: Vсг=2/3 Vг=84 м3·2/3=56 м3, а объем линейного геля: Vлг=1/3 Vг=84 м3·1/3=28 м3. Приготовили гелированную жидкость разрыва - сшитый гель в объеме 56 м3.Then the volume of the crosslinked gel: V cr = 2/3 V g = 84 m 3 · 2/3 = 56 m 3 , and the volume of the linear gel: V lg = 1/3 V g = 84 m 3 · 1/3 = 28 m 3 . A gelled fracturing liquid was prepared — crosslinked gel in a volume of 56 m 3 .

Процесс ГРП начинали с закачки в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 200 сП. Закачку сшитого геля производили через перфорационные каналы 2 и 2' с расходом 3 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8, о чем свидетельствовало падение давления закачки гелеобразной разрывной жидкости - сшитого геля с 39 МПа до 30 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась с 1,7 м3/мин до 2,2 м3/мин, при этом в процессе образования трещины 8 в колонну труб 3 скважины 1 было закачана гелеобразная жидкость разрыва - сшитый гель в объеме Vсг1=31 м3.The hydraulic fracturing process began with injection into the well 1 (see FIG. 1) through a pipe string 3 of a gelled fracturing fluid — a cross-linked gel with a dynamic viscosity of 200 cP. The crosslinked gel was injected through perforation channels 2 and 2 'with a flow rate of 3 m 3 / min until rock 6 was broken and a crack 8 formed, as evidenced by a drop in the injection pressure of the gel-like discontinuous fluid - crosslinked gel from 39 MPa to 30 MPa, while the injectivity of formation 6 increased from 1.7 m 3 / min to 2.2 m 3 / min, while during the formation of a crack 8 a gel-like fracturing fluid was pumped into the pipe string 3 of well 1 — a cross-linked gel in a volume of V cr1 = 31 m 3 .

Далее оставшийся объем сшитого геля Vсг2=Vсг-Vсг1=56-31=25 м3 закачали за 5 циклов равными порциями: Vсг2i=25 м3/5=5 м3, т.е. каждая порция по 5 м3 каждая, и ступенчато с каждым циклом добавляют крепитель трещин - проппант 9 фракции 12-18 меш., увеличивая плотность проппанта в сшитом геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку сшитого геля с проппантом производили с расходом 2,0 м3/мин.Next, the remaining amount of crosslinked gel a2 V = V c -V sg1 = 56-31 = 25 m3 pumped for 5 cycles equal portions: V = 25 m sg2i 3/5 = 5 m 3, i.e. each portion is 5 m 3 each, and a crack fixer is added stepwise with each cycle - proppant 9 fractions 12-18 mesh., increasing the proppant density in the crosslinked gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , t. e. (200 kg / m 3 , 400 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the crosslinked gel with proppant was injected at a flow rate of 2.0 m 3 / min.

Сшитый гель с проппантом 9 фракции 12-18 меш. продавливали через перфорационные каналы 2 и 2' по всему объему трещины 8, заполняя ее, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Crosslinked gel with proppant 9 fractions 12-18 mesh. pushed through the perforation channels 2 and 2 'over the entire volume of the fracture 8, filling it, and the most distant zones of the fracture are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as we approach the wellbore, and proppant density in the fracture zone near the borehole is 1000 kg / m 3 .

Приготовили гелированную жидкость разрыва - линейный гель в объеме 28 м3.A gelled fracturing liquid was prepared — a linear gel in a volume of 28 m 3 .

Далее, не прерывая процесса ГРП, перешли на циклическую закачку линейного геля.Further, without interrupting the hydraulic fracturing process, we switched to a cyclic linear gel injection.

Для этого линейный гель с проппантом 10 (см. фиг.2) закачали за 5 циклов равными порциями по колонне труб 3 в скважину 1: Vлгi=28 м3/5=5,6 м3, т.е. каждая порция по 5,6 м3 каждая, и ступенчато с каждым циклом добавляли крепитель трещин - проппант фракции 20-40 меш., увеличивая плотность проппантата в линейном геле, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. (200 кг/м3, 400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3), причем закачку линейного геля с проппантом производили с расходом 3,0 м3/мин.For this purpose a linear gel with proppant 10 (. 2 cm) was pumped for 5 cycles equal portions 3 through the pipe string into the well 1: V lgi = 28 m 3/5 = 5.6 m 3, i.e. each portion of 5.6 m 3 each, and a crack fixer was added stepwise with each cycle - proppant fraction 20-40 mesh., increasing the density of proppantate in a linear gel, starting from 200 kg / m 3 and ending with 1000 kg / m 3 , t .e. (200 kg / m 3 , 400 kg / m 3 , 600 kg / m 3 , 800 kg / m 3 , 1000 kg / m 3 ), and the linear gel with proppant was injected with a flow rate of 3.0 m 3 / min.

Линейный гель с проппантом 10 фракции 20-40 меш. продавливали в трещину 8 только через перфорационные каналы 2 и 2', заполняя центральную часть трещины 8, причем самые отдаленные зоны трещины крепятся проппантом меньшей плотности - 200 кг/м3, увеличиваясь по мере приближения к стволу скважины, и в зоне трещины у ствола скважины плотность проппанта составляет 1000 кг/м3.Linear gel with proppant 10 fractions 20-40 mesh. pushed into the fracture 8 only through the perforation channels 2 and 2 ', filling the central part of the fracture 8, and the most distant zones of the fracture are fixed with a proppant of lower density - 200 kg / m 3 , increasing as it approaches the wellbore, and in the fracture zone near the wellbore proppant density is 1000 kg / m 3 .

После закачки последней стадии линейного геля с проппантом 10 концентрации 1000 кг/м3 произвели его продавку в пласт (на фиг.1 и 2 не показано) технологической жидкостью плотностью: ρ=1180 кг/м3 в объеме 8,0 м3.After the last stage of linear gel with proppant 10 was injected, concentrations of 1000 kg / m 3 were forced into the formation (not shown in FIGS. 1 and 2) with a process fluid with density: ρ = 1180 kg / m 3 in a volume of 8.0 m 3 .

В процессе продавки последней порции линейного геля с проппантом снизили расход технологической жидкости до 1,0 м3/мин в течение 3 минут и вновь возобновили закачку с расходом 3,0 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. Произвели выдержку в течение 15 мин, т.е. до спада давления закачки со значения 39 МПа (указанного выше) до 10,0 МПа. Далее распакеровали пакер и извлекли его с колонной труб из скважины.In the process of selling the last portion of a linear gel with proppant, the flow rate of the process fluid was reduced to 1.0 m 3 / min for 3 minutes and pumping was resumed again with a flow rate of 3.0 m 3 / min until the linear gel with proppant was fully poured into the reservoir. Excerpted for 15 minutes, i.e. until the injection pressure drops from 39 MPa (above) to 10.0 MPa. Next, the packer was unpacked and removed with a pipe string from the well.

Предложенный способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет увеличить радиус дренирования скважины, равномерно распределить проппант в трещине пласта и повысить эффективности проведения ГРП за счет создания длинных высокопроводящих трещин разрыва в пласте, вследствие закачки большого объема гелированой жидкости разрыва - сшитого геля на начальном этапе ГРП с последующим последовательным креплением трещины проппантом различных фракций и с применением эффекта «туннелирования», за счет применения гелированных жидкостей разрыва с различной динамической вязкостью, при этом в периферийной части трещины оказывается проппант более крупной фракции 12-18 меш., а в центральной более мелкой фракции 20-40 меш., что позволяет на долгое время сохранить трещину в раскрытом состоянии и тем самым увеличить производительность добывающей или нагнетательной скважины.The proposed method of hydraulic fracturing in the well allows to increase the radius of well drainage, evenly distribute proppant in the fracture of the formation and increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the creation of long highly conductive fractures in the reservoir, due to the injection of a large volume of gelled fracturing fluid - a cross-linked gel at the initial stage of hydraulic fracturing, followed by successive fastening of the crack with proppant of various fractions and using the effect of "tunneling", due to the use of gelled liquids fracture with different dynamic viscosity, while in the peripheral part of the crack there is a proppant of a larger fraction of 12-18 mesh., and in the central smaller fraction of 20-40 mesh. This allows for a long time to keep the crack in the open state and thereby increase productivity producing or injection wells.

Claims (1)

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:
Vг=K·Hп,
где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;
K - коэффициент перевода (K=11-12), м3/м;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м, общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - линейный гель, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сПа до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 Vг объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м3/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м3/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сПа с добавлением проппанта фракции 20-40 меш. со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины. A method of hydraulic fracturing in a well, including perforating the walls of the well in the interval of the channels with channels at least the length of the stress concentration zone in the rocks from the wellbore, lowering the pipe string with the packer, packing the packer over the roof of the perforated productive formation, injecting gelled fracturing fluid into the sub-packer zone, creating in the sub-packer zone of hydraulic fracturing pressure and forcing a gelled fracture with proppant into the formed fracture of the formation, characterized in that before proving By feeding hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, the pipe string is filled with process fluid and the total volume of gelled fracturing fluid is determined by the following formula:
V g = K · H p
where V g - the total volume of the fluid gap, m 3 ;
K - conversion factor (K = 11-12), m 3 / m;
H p - the height of the interval of perforation of the formation, m, the total volume of the gelled fracturing fluid is divided into two parts, of which 2/3 V g is the volume of the crosslinked gel, and 1/3 V g is the linear gel, the hydraulic fracturing process begins with injection into the well a column of gelled fracturing fluid pipes — a cross-linked gel with a dynamic viscosity of 150-200 cPa until a fracture is formed in the formation, after a fracture is created in the formation, the remaining volume of the cross-linked gel from 2/3 V g is pumped in equal portions in 3-5 cycles with the addition of proppant fractions 12-18 mesh with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min, and the proppant is introduced into the crosslinked gel stepwise with increasing concentrations from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , then, without stopping the hydraulic fracturing process, into the well along the pipe string, increasing the flow up to 2.5-3 m 3 / min, pumped in equal portions in 3-5 cycles, the fracturing fluid is a linear gel with a dynamic viscosity of 30-50 cPa with the addition of a proppant fraction of 20-40 mesh. with a stepwise increase in concentration from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , after the last portion of the linear gel with proppant is injected into the pipe string, they are pumped into the formation with process fluid, while during the process of pumping they reduce the flow of process fluid to 0.5 -1 m 3 / min for 1-3 minutes and resume pumping again with a flow rate of 2.5-3 m 3 / min until they are completely displaced linear gel with proppant into the reservoir, and then hold for a while for the time required for the pressure drop 70-80% downloads, unpack the packer and extract yut him with a string of pipes from the well.
RU2011141397/03A 2011-10-12 2011-10-12 Method of hydraulic fracturing of well formation RU2473798C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011141397/03A RU2473798C1 (en) 2011-10-12 2011-10-12 Method of hydraulic fracturing of well formation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011141397/03A RU2473798C1 (en) 2011-10-12 2011-10-12 Method of hydraulic fracturing of well formation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2473798C1 true RU2473798C1 (en) 2013-01-27

Family

ID=48807052

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011141397/03A RU2473798C1 (en) 2011-10-12 2011-10-12 Method of hydraulic fracturing of well formation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2473798C1 (en)

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2522366C1 (en) * 2013-05-21 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2526081C1 (en) * 2013-07-26 2014-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well seam hydraulic fracturing
RU2531775C1 (en) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Seam hydro frac in well
RU2540712C1 (en) * 2014-03-03 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation stimulation
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
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
RU2563901C1 (en) * 2014-07-31 2015-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Formation hydraulic fracturing method
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2571964C1 (en) * 2014-12-30 2015-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydrofracturing method for formation in well
RU2576424C1 (en) * 2014-12-31 2016-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" Coal seam hydrofracturing
RU2603869C1 (en) * 2016-03-31 2016-12-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing in injection well
RU2612418C1 (en) * 2015-12-23 2017-03-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Formation hydraulicfracturing
RU2613689C1 (en) * 2016-02-24 2017-03-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon
RU2618545C1 (en) * 2016-02-26 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic formation fracturing
RU2618544C1 (en) * 2016-03-03 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon
RU2644361C1 (en) * 2016-11-08 2018-02-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of a lay in the well
RU2644807C1 (en) * 2016-11-15 2018-02-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of a reservoir
RU2645688C1 (en) * 2016-12-28 2018-02-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Carbonate formation hydraulic fracturing method
RU2652399C1 (en) * 2017-02-27 2018-04-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces
RU2666566C2 (en) * 2013-12-11 2018-09-11 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Methods of minimizing excessive extension of propping agent under hydraulic fracturing treatment
RU2703572C1 (en) * 2019-01-23 2019-10-21 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Method of oil or gas formation hydraulic fracturing

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7213651B2 (en) * 2004-06-10 2007-05-08 Bj Services Company Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment
EA011696B1 (en) * 2004-09-01 2009-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. A method of treatment of subterranean formations
RU2358100C2 (en) * 2007-06-28 2009-06-10 Олег Евдокимович Васильев Procedure of hydraulic break of reservoir in well
RU2008114822A (en) * 2005-09-16 2009-10-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) POLYMERIC MIXTURES FOR crosslinked fluids (fluid media)
RU2008136865A (en) * 2006-02-14 2010-03-20 Е.И.Дюпон де Немур энд Компани (US) BINDING COMPOSITION AND METHOD OF ITS APPLICATION
RU2398102C1 (en) * 2009-10-08 2010-08-27 Дамир Мидхатович Сахипов Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr
EA013930B1 (en) * 2006-09-18 2010-08-30 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Method of hydraulic fracturing of a formation
RU2401381C1 (en) * 2009-02-25 2010-10-10 Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" Method of bench treatment
RU2424428C2 (en) * 2006-01-24 2011-07-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Procedure for treatment of underground reservoir using rheological model for optimisation of fluid medium

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7213651B2 (en) * 2004-06-10 2007-05-08 Bj Services Company Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment
EA011696B1 (en) * 2004-09-01 2009-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. A method of treatment of subterranean formations
RU2008114822A (en) * 2005-09-16 2009-10-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) POLYMERIC MIXTURES FOR crosslinked fluids (fluid media)
RU2424428C2 (en) * 2006-01-24 2011-07-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Procedure for treatment of underground reservoir using rheological model for optimisation of fluid medium
RU2008136865A (en) * 2006-02-14 2010-03-20 Е.И.Дюпон де Немур энд Компани (US) BINDING COMPOSITION AND METHOD OF ITS APPLICATION
EA013930B1 (en) * 2006-09-18 2010-08-30 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Method of hydraulic fracturing of a formation
RU2358100C2 (en) * 2007-06-28 2009-06-10 Олег Евдокимович Васильев Procedure of hydraulic break of reservoir in well
RU2401381C1 (en) * 2009-02-25 2010-10-10 Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" Method of bench treatment
RU2398102C1 (en) * 2009-10-08 2010-08-27 Дамир Мидхатович Сахипов Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2522366C1 (en) * 2013-05-21 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2526081C1 (en) * 2013-07-26 2014-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well seam hydraulic fracturing
RU2531775C1 (en) * 2013-10-01 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" Seam hydro frac in well
RU2666566C2 (en) * 2013-12-11 2018-09-11 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Methods of minimizing excessive extension of propping agent under hydraulic fracturing treatment
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2540712C1 (en) * 2014-03-03 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation stimulation
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
RU2563901C1 (en) * 2014-07-31 2015-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Formation hydraulic fracturing method
RU2564312C1 (en) * 2014-10-13 2015-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2571964C1 (en) * 2014-12-30 2015-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydrofracturing method for formation in well
RU2576424C1 (en) * 2014-12-31 2016-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" Coal seam hydrofracturing
RU2612418C1 (en) * 2015-12-23 2017-03-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Formation hydraulicfracturing
RU2613689C1 (en) * 2016-02-24 2017-03-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of productive formation hydraulic fracturing with clay layer and gas-bearing horizon
RU2618545C1 (en) * 2016-02-26 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic formation fracturing
RU2618544C1 (en) * 2016-03-03 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for hydraulic fracturing of productive formation with clay layer and gas-bearing horizon
RU2603869C1 (en) * 2016-03-31 2016-12-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing in injection well
RU2644361C1 (en) * 2016-11-08 2018-02-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of a lay in the well
RU2644807C1 (en) * 2016-11-15 2018-02-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic fracturing of a reservoir
RU2645688C1 (en) * 2016-12-28 2018-02-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Carbonate formation hydraulic fracturing method
RU2652399C1 (en) * 2017-02-27 2018-04-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces
RU2703572C1 (en) * 2019-01-23 2019-10-21 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Method of oil or gas formation hydraulic fracturing

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2473798C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2531775C1 (en) Seam hydro frac in well
RU2547892C1 (en) Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2485296C1 (en) Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation
RU2558058C1 (en) Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
CN103306659B (en) A kind of fracturing technology of realizing superelevation flow conductivity
RU2544343C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
EA202192096A1 (en) TECHNOLOGY TO REDUCE WATER CUT AND INCREASE OIL PRODUCTION BY FILLING OIL AND GAS PRODUCING WELLS FOR CRACKED DEPOSITS WITH SEALING PARTICLES
RU2011129976A (en) METHOD FOR INCREASING EFFICIENCY OF PUMPING AND INTENSIFICATION OF OIL AND GAS PRODUCTION
RU2522366C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
CN106567701A (en) Hydraulic fracturing method
CN105114050A (en) Novel fracturing pump-injection method
RU2526062C1 (en) Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft
RU2485306C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2540713C1 (en) Method of oil pool development
RU2618545C1 (en) Method of hydraulic formation fracturing
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2564312C1 (en) Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2608380C1 (en) Method of hydraulic fracturing of underground formation
RU2610967C1 (en) Method of selective treatment of productive carbonate formation
RU2644361C1 (en) Method of hydraulic fracturing of a lay in the well
CN103912247B (en) A kind of multistage slug Technology of gas well horizontal well