RU2485296C1 - Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом - Google Patents
Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485296C1 RU2485296C1 RU2011151082/03A RU2011151082A RU2485296C1 RU 2485296 C1 RU2485296 C1 RU 2485296C1 RU 2011151082/03 A RU2011151082/03 A RU 2011151082/03A RU 2011151082 A RU2011151082 A RU 2011151082A RU 2485296 C1 RU2485296 C1 RU 2485296C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- interval
- perforation
- hydraulic fracturing
- formation
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает герметизацию заколонного пространства добывающей скважины, вскрытие продуктивного пласта, гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. При обводнении продукции добывающей скважины до предельно рентабельной величины геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока в продуктивный пласт. После чего производят закачку блокирующего состава в интервал водопритока продуктивного пласта. Затем производят герметизацию заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта. Далее производят вскрытие продуктивного пласта за исключением интервалов заизолированного водопритока сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв./пог.м. В интервалах перфорации сверху вниз производят поинтервальный гидравлический разрыв продуктивного пласта с образованием трещин и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях проппант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш., после чего пускают добывающую скважину в эксплуатацию. 3 пр., 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов.
Известен способ разработки залежи нефти с неоднородным коллектором (патент RU №2256070, МПК8 Е21В 43/16, опубл. в бюл. №19 от 10.07.2005 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с боковыми горизонтальными стволами, закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидравлического разрыва пласта в нагнетательных скважинах, при этом боковые горизонтальные стволы бурят в низкопроницаемую зону залежи из нагнетательных скважин через вырезанное боковое окно размыванием горной породы через гибкую трубу под давлением 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов, а гидравлический разрыв пласта проводят в низкопроницаемой зоне через образованные каналы.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, технологически сложный, трудозатратный и дорогой в осуществлении способ, требующий бурения в низкопроницаемой зоне залежи из нагнетательных скважин через вырезанное боковое окно размыванием горной породы через гибкую трубу под давлением 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов с последующим гидравлическим разрывом пласта (ГРП) в низкопроницаемой зоне через образованные каналы;
- во-вторых, ГРП производят только через нагнетательные скважины, что незначительно влияет на интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов и приводит к снижению эффективности осуществления способа.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (Курамшин P.M., Иванов С.В., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района. Нефт. хоз-во. 1997. №12. С.58-60), включающий установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавку в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва.
Недостатками данного способа являются:
во-первых, неконтролируемое направление распространения трещин и низкая надежность увеличения радиуса дренирования продуктивного пласта из-за вероятности самопроизвольного изменения направления развития трещин;
- во-вторых, создание всего одной трещины гидроразрыва, что не позволяет дренировать продуктивный пласт в разных направлениях по всей площади вокруг скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом (патент RU №2351751, МПК8 Е21В 43/16, 43/26, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2009 г.), включающий гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва, при этом вначале производят герметизацию заколонного пространства скважины в интервале перфорации продуктивного пласта, после чего в продуктивном пласте производят бурение двух и более протяженных радиальных перфорационных каналов в разных вертикальных плоскостях с изменением азимута бурения на 180°, при этом перфорационные каналы удаляют одни от других на минимальное расстояние, определяемое возможностью установки пакера, а гидроразрыв осуществляют в каждом перфорационном канале.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, технологически сложный и дорогой в осуществлении способ, требующий спуска на колонне НКТ специального устройства, с помощью которого высверливают отверстие в обсадной колонне, извлекают сверло, после чего производят бурение нескольких протяженных перфорационных каналов в горной породе длиной 100 метров и более;
- во-вторых, очень низкая успешность изоляции (герметизации) цементным раствором продуктивного пласта в неоднородном коллекторе, имеющем высокопроницаемые интервалы, поскольку герметизация заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта скважины производят только закачкой цементного раствора под давлением, а для качественной герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта необходима предварительная блокировка высокопроницаемых интервалов водопритока продуктивного пласта через которые и происходит обводнение добываемой продукции;
- в-третьих, высокая вероятность обводнение продукции после гидравлического разрыва пласта (ГРП), который осуществляют по всей высоте продуктивного пласта без учета интервалов водопритока и проницаемости пород. В результате чего образуются трещины в заизолированных цементом интервалах высокопроницамых пород продуктивного пласта;
- в-четвертых, низкая эффективность гидравлического разрыва пласта в терригенных породах, осуществляемого с применением кислотного состава, так как для качественного и продолжительного эффекта от проведенного ГРП в терригенных породах необходимо закрепить (уплотнить) трещину проппантом, поэтому в терригенных породах практически не возможно уплотнить образованную трещину пропантом в протяженном (100 метров) перфорационном канале с малым диаметром, поэтому трещина, в которую продавлена жидкость гидроразрыва, в скором времени смыкается и снижается интенсификация добычи нефти.
Задачей изобретения является упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта за счет предварительной блокировки высокопроницаемых зон в неоднородном коллекторе, исключающих образования каналов для водопритока в добывающую скважину, а также повышение эффективности проведения ГРП в терригенных породах за счет надежного крепления трещин пропантом, позволяющим на длительное время интенсифицировать добычу нефти.
Поставленная задача решается способом улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающим герметизацию заколонного пространства добывающей скважины, вскрытие продуктивного пласта, гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва.
Новым является то, что при обводнении продукции добывающей скважины до предельно рентабельной величины геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока в продуктивный пласт, после чего производят закачку блокирующего состава в интервал водопритока продуктивного пласта, затем производят герметизацию заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта, далее производят вскрытие продуктивного пласта за исключением интервалов заизолированного водопритока сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв.пог.м, после чего в интервалах перфорации сверху вниз производят поинтервальный гидравлический разрыв продуктивного пласта с образованием трещин и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. с объемной концентрацией от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после чего пускают добывающую скважину в эксплуатацию.
На фиг.1 показана схема закачки блокирующего состава с последующей герметизации заколонного пространства в интервал водопритока продуктивного продуктивного пласта добывающей скважины.
На фиг.2 показан поперечный разрез, на котором изображены перфорационные каналы в интервале вскрытие продуктивного пласта добывающей скважины.
На фиг.3 показана схема проведения поинтервального гидравлического разрыва пласта с креплением трещин, образованных при ГРП.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 (см. фиг.1) обводнение добываемой продукции в неоднородном коллекторе происходит по высокопроницаемому интервалу, через который и происходит водоприток в добывающую скважину 1.
При обводнении продукции добывающей скважины 1 до предельно рентабельной величины, например при обводнении на 90-95%, при этом предельно рентабельная величина определяется исходя из технико-экономического обоснованием индивидуально для каждой скважины в отдельности.
Производят геофизические исследования в добывающей скважине 1, например, исследуют добывающую скважину на приток с применением дебитомера и термометра (на фиг.1, 2 и 3 не показано), при этом определяют, что продуктивный пласт 2 (см. фиг.1) перфорирован в интервале 1620-1635 м, при этом интервалом водопритока 3 продуктивного пласта 2 является высокопроницаемый интервал 1626-1630 м в неоднородном коллекторе.
Далее в добывающую скважину 1 до нижних отверстий перфорации (1630 м) спускают колонну труб 4 для закачки блокирующего состава (загустителя) 5 в интервал водопритока 3 и проведения герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта 2.
Далее приступают к изоляции интервала водопритока 3 продуктивного пласта 2 блокирующим составом 5, например, на основе высокомоллекулярных полимеров, в виде полиакриламида (ПАА), выпускаемого по ТУ 6-01-1049-92. Водный раствор 0,05-0,5%-ного полиакриламида (ПАА) сшитый ацетатом хрома, обладает высокой проникающей способностью, надежно блокирует воду в интервале водопритока 3 продуктивного пласта 2. Для этого определяют количество блокирующего состава полиакриламида (ПАА), например, исходя из практического опыта необходимо создания водоизоляционного экрана радиусом 3 метра. Тогда при высоте 4 метра (интервала 1626-1630 водопритока 3) необходим водный раствор 0,05-0,5%-ного полиакриламида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в объеме 28 м3.
Возможно использование любого другого блокирующего состава, например, описанный в патенте RU №2406746, «Термотропный гелеобразующий состав» МПК8 Е С09К 8/86, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2010 г.).
После закачки и продавки блокирующего состава - водного раствора 0,05-0,5%-ного полиакриламида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в интервал водопритока 3 продуктивного пласта 2 в объеме 28 м3 (объем продавки в интервал водопритока 3 может уточняться из имеющегося опыта закачки блокирующего состава) в интервал 1626-1630 м, приподнимают (на фиг.1, 2 и 3 не показно) колонну труб выше верхнего интервала 1620 перфорации продуктивного пласта 2 и производят ожидание затвердевания блокирующего состава, например, в течение 24 часов.
После этого до спускают в добывающую скважину 1 колонну труб 4 до нижних отверстий перфорации (1630 м). Определяют необходимый объем цементного раствора (или другого герметизирующего материала) из условия произведения герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта 2 и перекрытия им интервала перфорации и продавки в пласт 0,5-1,0 м3 (объем продавки в пласт может уточняться из имеющегося опыта закачки).
Закачивают цементный раствор через колонну труб 4 в межтрубное пространство 6 в интервале перфорации продуктивного пласта 2, закрывают (на фиг.1, 2 и 3 не показано) межтрубное пространство 6 и под давлением закачивают в пласт определенный объем цементного раствора 7.
Приподнимают колонну труб 4 над цементным раствором и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ). После ОЗЦ разбуривают в колонне цемент и при необходимости очищают внутреннюю поверхность колонны.
Далее производят вскрытие продуктивного пласта 2 (см. фиг.2) в интервалах 1620-1626 м и 1630-1636 м за исключением интервалов заизолированного водопритока (1626-1630) сверлящим перфоратором (на фиг.1, 2, 3 не показано) с углом фазировки 60° (см. фиг.3) с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв./пог.м.
Например, с помощью сверлящего перфоратора - ПСПМ 136-90, имеющего поворотный механизм, позволяющий выполнять в поперечном сечении скважины неограниченное количество отверстий с угловым шагом (фазировкой) от 50° до 70° и выпущенный в ОАО «Азимут», 450062, Россия, Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, д.1, корп.4, обеспечивающего выше указанные требования для осуществления перфорационных отверстий 8 при реализации данного способа.
Для успешного выполнения гидравлического разрыва пласта существенное значение имеют также фазировка и плотность перфорации. Опытным путем установлено, что для проведения эффективного гидравлического разрыва продуктивного пласта 2 угол фазировки должен составлять 60°, а плотность перфорации - не менее 18 отв/пог.м.
При использовании сверлящего перфоратора осуществляется «щадящая» перфорация продуктивного пласта скважины, при которых минимизируется вероятность неконтролируемого разрушения обсадной колонны и цементного камня за ней (загерметизированного заколонного пространства в интервале вскрытия продуктивного пласта 2).
Далее в интервалах перфорации 8 (см. фиг.3): 1620-1626 (верхнем - 9) и 1630-1635 м (нижнем - 10) производят поинтервальный сверху вниз гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 с образованием трещин 11 и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. с увеличением объемной концентрации от 200 до 1000 кг/м3 по мере закачки.
При этом сначала производят гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 в интервалах перфорации 1620-1626 м (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Для этого сначала засыпают, например, кварцевым песком интервал от 1626 м до забоя 12 добывающей скважины 1. Спускают в скважину 1 технологическую колонну труб с пакером, 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.
После чего устанавливают (производят посадку) пакер над кровлей продуктивного пласта 2 выше верхнего интервала 1620 м, например в интервале 1617 м, и производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) как описано выше в верхнем интервале (1620-1626) продуктивного пласта 2.
ГРП производят известным способом, например, с использованием гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» так, как описано в патенте RU №2358100, МПК8 Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.).
Для этого закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11, после чего производят закачку в скважину второй порции гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты интервала ГРП, причем в нее равными долями добавляют крепитель трещин разрыва - пропант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш.
Например, принимают пять различных видов фракций с различной объемной концентрацией, начиная с 200 кг/м3, например, фракция (объемная концентрация): 30/60 меш. (200 кг/м3), 20/40 меш. (400 кг/м3), 16/30 меш. (600 кг/м3), 12/18 меш. (800 кг/м3), 10/14 меш. (1000 кг/м3), каждую из которых добавляют в 2 м3 гелеобразной жидкости «Химеко». Таким образом производят закачку 10 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» (несущая жидкость) с пропантом фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. с увеличением размера фракции пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1.
Пропанты фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Пропанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским Комбинатом Огнеупоров, г.Боровичи, Республика Беларусь.
По окончании ГРП в верхнем интервале (1620-1626 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера и вымывают кварцевый песок или извлекают пакер-пробку, после чего приступают к проведению ГРП в нижнем интервале 1630-1635 м. Для этого до спускают технологическую колонну труб с пакером, производят посадку пакера в неперфорированном интервале 1626-1630 и производят ГРП как описано выше.
На основании опыта проведения ГРП установлено, что если диаметр входного перфорационного отверстия в обсадной колонне превышает средний диаметр частиц проппанта в шесть и более раз, то объемную концентрацию пропанта в несущей жидкости можно увеличивать, не опасаясь закупорки перфорационных отверстий. Известно, что средний диаметр частиц пропанта, выпускаемого ОАО «Боровичский комбинат огнеупоров» и используемый в ОАО «Татнефть» при проведении гидравлического разрыва пласта, составляет от 2,00-1,41 мм (тип 10/14 меш.) до 0,59-0,25 мм (тип 30/60 меш.), поэтому при использовании крупных фракций пропанта диаметр входных перфорационных отверстий 8 в обсадной колонне добывающей скважины 2 должен быть не менее 12 мм. Если диаметр перфорационного отверстия окажется менее 12 мм для прохождения выбранного типа пропанта, то может произойти закупорка этих перфорационных отверстий 8.
Пример конкретного применения №1.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 (см. фиг.1) обводнение добываемой продукции в неоднородном коллекторе происходит по высокопроницаемому интервалу, через который и происходит водоприток в добывающую скважину 1.
При обводнении продукции до 90% добывающей скважины 1 производят геофизические исследования в добывающей скважине 1 и определяют, что продуктивный пласт 2 перфорирован в интервале 1680-1695 м, при этом интервалом водопритока 3 продуктивного пласта 2 является высокопроницаемый интервал 1686-1691 м в неоднородном коллекторе.
Далее в добывающую скважину 1 до нижних отверстий перфорации высокопроницаемого интервала (1691 м) спускают колонну труб 4. Определяют объем блокирующего состава 3, так при высоте 5 метров (интервала 1686-1691 водопритока 3) необходим водный раствор 0,05-0,5%-ного полиакрилпмида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в объеме 35 м3.
Производят изоляцию интервала (1686-1691) м водопритока 3 продуктивного пласта 2 путем закачки и продавки блокирующего состава - водного раствора 0,05-0,5%-ного полиакрилпмида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в интервал водопритока 3 продуктивного пласта 2 в объеме 35 м3.
Приподнимают (на фиг.1, 2 и 3 не показно), колонну труб до интервала 1670 м и производят ожидание затвердевания блокирующего состава в течение 24 часов. После этого до спускают в добывающую скважину 1 (см. фиг.1 и 2) колонну труб 4 до нижних отверстий перфорации (1695 м) пласта 2. Закачивают цементный раствор 7 через колонну труб 4 в межтрубное пространство 6 в интервале перфорации продуктивного пласта 2, закрывают межтрубное пространство 6 и под давлением продавливают в пласт 2 цементный раствор в объеме 7,5 м3 цементного раствора 7. Приподнимают колонну труб 4 над цементным раствором и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) в течение 24 часов. Таким образом, изолируют перфорационные отверстия в интервале 1680-1695 м продуктивный пласт 2 (см. фиг.3). После ОЗЦ разбуривают в колонне цемент и при необходимости очищают внутреннюю поверхность колонны.
Далее производят вскрытие продуктивного пласта 2 в интервалах 1680-1686 м и 1691-1695 м за исключением интервалов заизолированного водопритока (1686-1691) сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° (см. фиг.2) с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне равным 12 мм и плотностью перфорации 18 отв./пог.м.
Затем в интервалах перфорации 8 (см. фиг.3): 1680-1686 (верхнем - 9) и 1691-1695 м (нижнем - 10) производят поинтервальный сверху вниз гидравлический разрыв продуктивного пласта 2.
Для этого сначала производят гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 в верхнем 9 интервале перфорации 1680-1686 м. Для этого засыпают кварцевым песком интервал от 1686 м до забоя 12 (см. фиг.3) в интервале 1708 м добывающей скважины 1. Спускают в скважину 1 технологическую колонну труб с пакером и производят его посадку в интервале 1675 м.
Производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) в верхнем 9 интервале (1680-1686) продуктивного пласта 2. Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты верхнего 9 интервала (1680-1686) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 2,4 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 2,4 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 20/40 меш. (400 кг/м3); 2,4 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 2,4 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 2,4 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 12 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в верхнем интервале (1680-1686 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера, вымывают кварцевый песок или извлекают пакер из скважины.
После чего приступают к проведению ГРП в нижнем 10 интервале 1691-1695 м. Для этого до спускают технологическую колонну труб с пакером, производят посадку пакера в неперфорированном интервале 1688 м.
Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты нижнего 10 интервала (1691-1695) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 20/40 меш. (400 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 8 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в нижнем интервале (1691-1695 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера и извлекают пакер с технологической колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №2.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 (см. фиг.1) обводнение добываемой продукции в неоднородном коллекторе происходит по высокопроницаемому интервалу, через который и происходит водоприток в добывающую скважину 1.
При обводнении продукции до 93% добывающей скважины 1 производят геофизические исследования в добывающей скважине 1 и определяют, что продуктивный пласт 2 перфорирован в интервале 1660-1672 м, при этом интервалом водопритока 3 продуктивного пласта 2 является высокопроницаемый интервал 1664-1667 м в неоднородном коллекторе.
Далее в добывающую скважину 1 до нижних отверстий перфорации высокопроницаемого интервала (1667 м) спускают колонну труб 4. Определяют объем блокирующего состава 3, так при высоте 3 метра (интервала 1664-1667 водопритока 3) необходим водный раствор 0,05-0,5%-ного полиакрилпмида (ПАА), сшитого ацетатом хрома в объеме 21 м3.
Производят изоляцию интервала (1664-1667) м водопритока 3 продуктивного пласта 2 путем закачки и продавки блокирующего состава - водного раствора 0,05-0,5%-ного полиакрилпмида (ПАА), сшитого ацетатом хрома в интервал водопритока 3 продуктивного пласта 2 в объеме 21 м3.
Приподнимают колонну труб до интервала 1650 м и производят ожидание затвердевания блокирующего состава в течение 24 часов. После этого до спускают в добывающую скважину 1 колонну труб 4 до нижних отверстий перфорации (1667 м) пласта 2. Закачивают цементный раствор 7 через колонну труб 4 в межтрубное пространство 6 в интервале перфорации продуктивного пласта 2, закрывают межтрубное пространство 6 и под давлением продавливают в пласт 2 цементный раствор в объеме 6 м3 цементного раствора 7 (см. фиг.1 и 3). Приподнимают колонну труб 4 над цементным раствором и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) в течение 24 часов. Таким образом, изолируют перфорационные отверстия в интервале 1660-1672 м продуктивного пласт 2 (см. фиг.3). После ОЗЦ разбуривают в колонне цемент и при необходимости очищают внутреннюю поверхность колонны.
Далее производят вскрытие продуктивного пласта 2 в интервалах 1660-1664 м и 1667-1672 м за исключением интервалов заизолированного водопритока (1664-1667) сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° (см. фиг.2) с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне, равным 15 мм и плотностью перфорации 20 отв./пог.м.
Затем в интервалах перфорации 8 (см. фиг.3): 1660-1664 м (верхнем - 9) и 1667-1672 м (нижнем - 10) производят поинтервальный сверху вниз гидравлический разрыв продуктивного пласта 2.
Для этого сначала производят гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 в верхнем 9 интервале перфорации 1660-1664 м. Для этого засыпают кварцевым песком интервал от 1664 м до забоя 12 (см. фиг.3) в интервале 1682 м добывающей скважины 1. Спускают в скважину 1 технологическую колонну труб с пакером и производят его посадку в интервале 1655 м.
Производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) в верхнем 9 интервале (1660-1664) продуктивного пласта 2. Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты верхнего 9 интервала (1660-1664 м) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 20/40 меш. (400 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 1,6 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 8 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в верхнем интервале (1660-1664 м) продуктивного пласта производят распакеровку пакера, вымывают кварцевый песок или извлекают пакер из скважины.
После чего приступают к проведению ГРП в нижнем 10 интервале 1667-1672 м. Для этого до спускают технологическую колонну труб с пакером, производят посадку пакера в неперфорированном интервале 1665 м.
Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты нижнего 10 интервала (1667-1672) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 20/40 меш. (400 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 10 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в нижнем интервале (1667-1672 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера и извлекают пакер с технологической колонной труб из скважины.
Пример конкретного применения №3.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 (см. фиг.1) обводнение добываемой продукции в неоднородном коллекторе происходит по высокопроницаемому интервалу, через который и происходит водоприток в добывающую скважину 1.
При обводнении продукции до 95% добывающей скважины 1 производят геофизические исследования в добывающей скважине 1 и определяют, что продуктивный пласт 2 перфорирован в интервале 1635-1649 м, при этом интервалом водопритока 3 продуктивного пласта 2 является высокопроницаемый интервал 1640-1644 м в неоднородном коллекторе.
Далее в добывающую скважину 1 до нижних отверстий перфорации высокопроницаемого интервала (1644 м) спускают колонну труб 4. Определяют объем блокирующего состава 3, так при высоте 4 метра (интервала 1640-1644 водопритока 3) необходим водный раствор 0,05-0,5%-ного полиакриламида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в объеме 28 м3.
Производят изоляцию интервала (1640-1644) м водопритока 3 продуктивного пласта 2 путем закачки и продавки блокирующего состава - водного раствора 0,05-0,5%-ного полиакриламида (ПАА) сшитого ацетатом хрома в интервал водопритока 3 продуктивного пласта 2 в объеме 28 м3.
Приподнимают (на фиг.1, 2 и 3 не показно) колонну труб до интервала 1630 м и производят ожидание затвердевания блокирующего состава в течение 24 часов. После этого до спускают в добывающую скважину 1 (см. фиг.1 и 2) колонну труб 4 до нижних отверстий перфорации (1644 м) пласта 2. Закачивают цементный раствор 7 через колонну труб 4 в межтрубное пространство 6 в интервале перфорации продуктивного пласта 2, закрывают межтрубное пространство 6 и под давлением продавливают в пласт 2 цементный раствор в объеме 7,0 м3 цементного раствора 7. Приподнимают колонну труб 4 над цементным раствором и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) в течение 24 часов. Таким образом, изолируют перфорационные отверстия в интервале 1640-1644 м продуктивный пласт 2 (см. фиг.3). После ОЗЦ разбуривают в колонне цемент и при необходимости очищают внутреннюю поверхность колонны.
Далее производят вскрытие продуктивного пласта 2 в интервалах 1635-1640 м и 1644-1649 м за исключением интервалов заизолированного водопритока (1640-1644) сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° (см. фиг.2) с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне, равным 14 мм, и плотностью перфорации 22 отв./пог.м.
Затем в интервалах перфорации 8 (см. фиг.3): 1635-1640 (верхнем - 9) и 1644-1649 м (нижнем - 10) производят поинтервальный сверху вниз гидравлический разрыв продуктивного пласта 2.
Для этого сначала производят гидравлический разрыв продуктивного пласта 2 в верхнем 9 интервале перфорации 1635-1640 м. Для этого засыпают кварцевым песком интервал от 1649 м до забоя 12 (см. фиг.3) в интервале 1660 м добывающей скважины 1. Спускают в скважину 1 технологическую колонну труб с пакером и производят его посадку в интервале 1630 м.
Производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) в верхнем 9 интервале (1635-1640) продуктивного пласта 2. Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты верхнего 9 интервала (1635-1640) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 20/40 меш. (400 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химико», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 10 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в верхнем интервале (1635-1640 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера, вымывают кварцевый песок или извлекают пакер из скважины.
После чего приступают к проведению ГРП в нижнем 10 интервале 1644-1649 м. Для этого до спускают технологическую колонну труб с пакером, производят посадку пакера в неперфорированном интервале 1642 м.
Закачивают в скважину первую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 10 м3 и производят ГРП пласта с образованием трещин 11.
Затем закачивают в скважину вторую порцию гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» в объеме 2 м3 на 1 м высоты нижнего 10 интервала (1644-1649) ГРП с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракция (объемная концентрация): 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 30/60 меш. (200 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 20740 меш. (400 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 16/30 меш. (600 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гидроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 12/18 меш. (800 кг/м3); 2,0 м3 жидкости гадроразрыва «Химеко», смешанного с пропантом 10/14 меш. (1000 кг/м3).
Таким образом, производят закачку 10 м3 гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» с увеличением размера фракции (объемной концентрации) пропанта в трещинах 11 от конца трещин к интервалам перфорации 8 скважины 1 от 30/60 меш. (200 кг/м3) до 10/14 меш. (1000 кг/м3).
По окончании ГРП в нижнем интервале (1644-1649 м) продуктивного пласта, производят распакеровку пакера и извлекают пакер с технологической колонной труб из скважины.
Продавка в трещины совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях пропант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. с одной концентрацией, что позволяет надежно уплотнить трещины и предотвратить обратный выход пропанта из трещин при последующей эксплуатации скважины за счет увеличения размера фракции пропанта в трещинах от конца трещины к интервалам перфорации скважины. Кроме того, при осуществлении предлагаемого способа высокопроницаемый интервал (интервал водопритока 3) заполняется блокирующим составом, что снижает подвижность воды в этом интервале. Эффективный гидравлический разрыв пласта возможен только при изоляции высокопроницаемой зоны. Гидравлический разрыв позволяет ввести в разработку высокопроницаемый интервал.
Предлагаемый способ прост и дешев в осуществлении, позволяет повысить качество герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта за счет предварительной блокировки высокопроницаемых зон в неоднородном коллекторе, и исключить образования каналов для водопритока в добывающую скважину. Повышается эффективность проведения ГРП в терригенных породах за счет надежного крепления трещин пропантом, позволяющим на длительное время интенсифицировать добычу нефти.
Claims (1)
- Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающий герметизацию заколонного пространства добывающей скважины, вскрытие продуктивного пласта, гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва, отличающийся тем, что при обводнении продукции добывающей скважины до предельно рентабельной величины геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока в продуктивный пласт, после чего производят закачку блокирующего состава в интервал водопритока продуктивного пласта, затем производят герметизацию заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта, далее производят вскрытие продуктивного пласта за исключением интервалов заизолированного водопритока сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв./пог.м, после чего в интервалах перфорации сверху вниз производят поинтервальный гидравлический разрыв продуктивного пласта с образованием трещин и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях проппант фракций от 30/60 меш. до 10/14 меш. с объемной концентрацией от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после чего пускают добывающую скважину в эксплуатацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151082/03A RU2485296C1 (ru) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151082/03A RU2485296C1 (ru) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485296C1 true RU2485296C1 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786354
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151082/03A RU2485296C1 (ru) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485296C1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528757C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме |
| RU2580531C2 (ru) * | 2014-05-21 | 2016-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2592582C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618538C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2622961C1 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
| RU2622965C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2658400C1 (ru) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины |
| RU2733561C2 (ru) * | 2018-11-20 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки |
| CN114961683A (zh) * | 2022-04-28 | 2022-08-30 | 西南石油大学 | 一种优选水力裂缝内暂堵实验用裂缝板的方法 |
| RU2808347C1 (ru) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации заколонной циркуляции |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5429191A (en) * | 1994-03-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | High-pressure well fracturing method using expansible fluid |
| RU2066742C1 (ru) * | 1992-03-06 | 1996-09-20 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2113590C1 (ru) * | 1996-06-06 | 1998-06-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений |
| RU2183724C2 (ru) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины |
| RU2351751C2 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2382184C1 (ru) * | 2009-05-05 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
-
2011
- 2011-12-14 RU RU2011151082/03A patent/RU2485296C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066742C1 (ru) * | 1992-03-06 | 1996-09-20 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US5429191A (en) * | 1994-03-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | High-pressure well fracturing method using expansible fluid |
| RU2113590C1 (ru) * | 1996-06-06 | 1998-06-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений |
| RU2183724C2 (ru) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины |
| RU2351751C2 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2382184C1 (ru) * | 2009-05-05 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528757C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме |
| RU2580531C2 (ru) * | 2014-05-21 | 2016-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2658400C1 (ru) * | 2014-10-03 | 2018-06-21 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ устранения условий выпадения проппанта во время заканчивания скважины |
| RU2592582C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2622961C1 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
| RU2618538C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2622965C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2733561C2 (ru) * | 2018-11-20 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки |
| CN114961683A (zh) * | 2022-04-28 | 2022-08-30 | 西南石油大学 | 一种优选水力裂缝内暂堵实验用裂缝板的方法 |
| RU2808347C1 (ru) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации заколонной циркуляции |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2462590C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2401943C1 (ru) | Способ проведения направленного гидроразрыва пласта в двух горизонтальных стволах скважины | |
| RU2630519C1 (ru) | Способ строительства скважины в осложненных условиях | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2566357C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2351751C2 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181215 |