RU2485306C1 - Method of hydraulic fracturing of well formation - Google Patents
Method of hydraulic fracturing of well formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485306C1 RU2485306C1 RU2011151586/03A RU2011151586A RU2485306C1 RU 2485306 C1 RU2485306 C1 RU 2485306C1 RU 2011151586/03 A RU2011151586/03 A RU 2011151586/03A RU 2011151586 A RU2011151586 A RU 2011151586A RU 2485306 C1 RU2485306 C1 RU 2485306C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fracturing
- formation
- fracturing fluid
- packer
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
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.
Известен способ кислотной обработки подземных пластов (патент RU №2122633 МПК Е21В 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.A known method of acid treatment of underground formations (patent RU No. 2122633 IPC E21B 43/27, publ. 1998), which includes injecting into the formation at a pressure above the fracturing pressure of acid agents and proppant.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.The disadvantage of this method is that it does not allow to increase the productivity of wells and to develop for injection wells in clay reservoirs and low-power sandstones, in addition, the process of implementing the method differs in the duration of the process and high cost.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением, чем обеспечивают открытке в пласте, в частности продуктивном пласте, существующих трещин или создание новых трещин, которые в значительной степени улучшают гидродинамическую связь между пластом и скважиной. При этом в жидкость разрыва вводят крепитель трещин - расклинивающий агент (например, кварцевый песок или скорлупу грецких орехов, или стеклянные шарики), которые проникают в трещины, остаются в них при пуске скважины в эксплуатацию и сохраняют трещины в раскрытом состоянии (см., например, кн. Усачев П.М., Гидравлический разрыв пласта. М.. Недра. 1986. стр.164).Also known is a method of hydraulic fracturing by pumping a liquid under high pressure into a well, which provides a postcard in the formation, in particular a productive formation, of existing cracks or the creation of new cracks, which greatly improve the hydrodynamic connection between the formation and the well. At the same time, a crack fixer is introduced into the fracture fluid — a proppant (for example, quartz sand or walnut shells or glass balls) that penetrate the cracks, remain in them when the well is put into operation and keep the cracks open (see, for example , Prince Usachev P.M., Hydraulic fracturing, M .. Nedra. 1986. p. 164).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большая трудоемкость и дороговизна осуществления способа, связанная с тем, что для проведения гидроразрыва пласта требуется большое количество насосных агрегатов пескосмесительных машин, автоцистерн, причем насосные агрегаты предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа, а пескосмесительные машины предназначены для транспортирования крепителя трещин - расклинивающего агента, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки, при этом для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры, рассчитанной на высокое давление до 70 МПа. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидравлическом разрыве пластов по описанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами;- firstly, the high complexity and high cost of implementing the method, due to the fact that hydraulic fracturing requires a large number of pumping units of sand mixing machines, tank trucks, and pumping units are designed to pump liquid media under pressure up to 70 MPa, and sand mixing machines are designed to transportation of crack fixer - proppant, preparation of sand-liquid mixture and its submission to the reception of pumping units. Tankers are used for transporting liquids and supplying them to sand mixing and pumping plants, while for tying the mouth it is necessary to use special high-strength valves designed for high pressure up to 70 MPa. To protect the production string from high pressure during hydraulic fracturing according to the method described above, the use of high-strength packers with anchor devices is mandatory;
- во-вторых, при достижении высоких давлений происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добычи нефти. К тому же полномасштабный гидравлический разрыв пласта приводит к образованию и масштабной трещины, как правило единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации. Интенсифицируемый пласт не дренирует продукцию в этом случае всей толщиной пласта, но приводит к катастрофическим поглощениям рабочего агента как на стадии собственно гидравлического разрыва пласта, так и на последующих стадиях воздействия на пласт.- secondly, when high pressures are reached, not only the productive formation ruptures, but also the overlying and / or underlying shielding bridges. This leads to intensive watering of the extracted products and, in general, to a decrease in the efficiency of work, in particular, work to intensify oil production. In addition, a full-scale hydraulic fracturing leads to the formation of a large-scale fracture, as a rule, a single one, with a long extension far beyond the boundaries of the zone of mudding. The intensified formation does not drain the product in this case with the entire thickness of the formation, but leads to catastrophic absorption of the working agent both at the stage of hydraulic fracturing and at subsequent stages of stimulation.
Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2358100, МПК E2IB 43/26, опубл. 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 the method of hydraulic fracturing (Fracturing) in the well (patent RU No. 2358100, IPC E2IB 43/26, published June 10, 2009), including perforation of the walls of the well with channels at least a depth of the stress concentration zone in the rocks from the existing wellbore wells 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, гелеобразная (гелированная) жидкость разрыва не обеспечивает достаточное раскрытие трещин в пласте, а большие потери давления на трение, которые возникают в процессе закачки гелированной жидкости разрыва, вызывают высокие нагрузки на насосное оборудование и могут привести к выходу этого оборудования из строя;- firstly, the gel-like (gelled) fracturing fluid does not provide sufficient crack opening in the formation, and the large friction pressure losses that occur during the injection of the gelled fracturing fluid cause high loads on the pumping equipment and can lead to failure of this equipment ;
- во-вторых, 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;- secondly, 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;
- в-третьих, достаточно долгий срок ввода скважины в эксплуатацию после проведения данного ГРП.- thirdly, a sufficiently long term for putting a well into operation after this hydraulic fracturing.
Задачами изобретения являются увеличение ширины трещины и величины ее проникновения в пласт в процессе проведения ГРП, снижение потерь давления на трение, а также повышение эффективности проведения ГРП за счет равномерного закрепления трещины в пласте путем применения сверхлегкого проппанта различной плотности и сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию после проведения ГРП.The objectives of the invention are to increase the width of the fracture and its penetration into the formation during hydraulic fracturing, to reduce friction pressure losses, as well as to increase the efficiency of hydraulic fracturing by uniformly fixing the fracture in the formation by using ultralight proppant of different densities and shortening the life of the well after commissioning hydraulic fracturing.
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 продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения гидравлического разрыва пласта, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing in the well, including perforation of the walls of the well in the interval of the channel with channels of depth not less than the length of the stress concentration zone in the rocks from the well bore, descent of the pipe string with the packer, the packer landing over the roof of the perforated reservoir, injection into the sub-packer zone of the gelled fracturing fluid for conducting hydraulic fracturing, creating in the sub-packer zone of hydraulic fracturing pressure and pushing into the formed fracture This is a gelled fracture fluid with crack fixer.
Новым является то, что перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью, 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, the total volume of gelled fracturing fluid is determined by the following formula:
Vг=k·Hп,Vg = k · Hp,
где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;where Vg is the total volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;k = 11-12 - conversion factor, m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м,Np - the height of the interval of perforation of the reservoir, m,
затем производят гидравлический разрыв пласта, при этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва в объеме 0,2-0,25 Vг без добавления крепителя для создания трещины, затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, а в качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, при этом боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины, а деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3, после завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.then hydraulic fracturing is carried out, while first the gelled fracturing fluid is injected in a volume of 0.2-0.25 Vg without adding a fastener to create a crack, then the remaining volume of the gelled fracturing fluid is injected with a crack fixing, and ultralight fraction proppant is used as a crack fixing 20/40 mesh, gradually increasing the proppant concentration in the fracturing fluid from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , and a linear gel with the addition of a borate crosslinker is used as a gelled fracturing fluid I and the destructor, while the borate crosslinker is introduced into a linear gel with a concentration of from 2.0 to 4.0 l / m 3 sufficient to completely crosslink the gelled fracturing fluid near the well perforation zone, and the destructor is introduced with a gradual increase in concentration by 0.15 kg / m 3 , starting from a concentration of 1.0 kg / m 3 , after the completion of the injection of the gelled fracturing fluid with the crack fixer into the pipe string, they are pushed into the formation by the process fluid, soaking is carried out for the time required for the injection pressure to drop by 70- 80% of the pressure pro avki a gelled liquid fracturing with binders cracks raspakerovyvayut packer, it is removed and the pipe string to the surface.
На чертеже схематично изображена реализация способа гидравлического разрыва пласта в скважине.The drawing schematically shows the implementation of the method of hydraulic fracturing in the well.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляют следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing in a well is as follows.
Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 (см. чертеж) включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 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 E2IB 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г. Далее в скважину в зону ГРП производят спуск колонны труб 3, например, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны груб 3 - на уровне кровли 5 пласта 6.The method of hydraulic fracturing in the well 1 (see drawing) includes perforating the walls of the
Производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например, проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМЗ-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, возникающих в процессе ГРП.
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:Before hydraulic fracturing, the
где Vг - общий объем жидкости разрыва, м3;where Vg is the total volume of the fracture fluid, m 3 ;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;k = 11-12 - conversion factor, m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м.NP - the height of the interval of perforation of the reservoir, m
В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от фильтрационно-емкостных свойств пласта, в котором производят ГРП, например, высота интервала вскрытия Нп=5 м. Тогда, подставляя в формулу (1), получаем общий объем закачиваемой гелнрованной жидкости разрыва:In this formula, the transfer coefficient is obtained experimentally and depends on the reservoir properties of the formation in which hydraulic fracturing is performed, for example, the opening interval height Нп = 5 m. Then, substituting into formula (1), we obtain the total volume of the injected gellated fracturing fluid:
Vг=k·Hп,Vg = k · Hp,
Vг=12(м3/м)·5(м)=60 м3.Vg = 12 (m 3 / m) · 5 (m) = 60 m 3 .
Готовят гелированную жидкость разрыва, в качестве которой применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, которую готовят 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, which is used as a linear gel with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor, which is prepared by any known method, for example, as described in patent RU No. 2381252, IPC 8
Далее приступают к гидравлическому разрыву пласта. Для этого сначала производят закачку в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва линейного геля в объеме (0,2-0,25) Vг (без добавления крепителя для создания трещин), т.е. подставляя значения: 0,25·Vг=0,25·60 м3=15 м3.Then proceed to hydraulic fracturing. To do this, first inject into the well 1 (see Fig. 1) through a
Закачку линейного геля производят с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для того, чтобы полная сшивка по времени гелированной жидкости разрыва происходила непосредственно у зоны перфорации скважины 1 при входе гелированной жидкости в трещину. Боратный сшиватель позволяет получить из линейного геля сшитый гель при его входе в пласт 6.The linear gel is injected with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor. The borate crosslinker is introduced into a linear gel with a concentration of from 2.0 to 4.0 l / m 3 sufficient to completely crosslink the time of the gelled fracturing fluid directly near the perforation zone of the
Одновременно с добавлением боратного сшивателя в гелированную жидкость разрыва вводят деструктор. Введение деструктора в линейный гель позволяет ускорить сроки ввода скважины в эксплуатацию после ГРП за счет ускоренного разложения геля в пласте. Деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3. Максимальная концентрация деструктора в гелированной жидкости разрыва составляет 1,3-1,45 кг/м3.Simultaneously with the addition of a borate crosslinker, a destructor is introduced into the gelled fracturing fluid. The introduction of a destructor into a linear gel allows accelerating the time of putting a well into operation after hydraulic fracturing due to the accelerated decomposition of the gel in the formation. The destructor is introduced with a gradual increase in concentration by 0.15 kg / m 3 , starting from a concentration of 1.0 kg / m 3 . The maximum concentration of the destructor in the gelled fracturing fluid is 1.3-1.45 kg / m 3 .
Применяют боратный сшиватель БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-2003 г. Деструктор ХВ по ТУ 2499-074-17197708-2003 г. или деструктор ХВ-1 по ТУ 2499-012-54651030-2005 г.The BS-1 borate stapler is used according to TU 2499-069-17197708-2003. The HV destructor according to TU 2499-074-17197708-2003 or the HV-1 destructor according to TU 2499-012-54651030-2005.
Закачку гелированной жидкости разрыва производят через перфорационные каналы 2, например, с расходом 1,5-2 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 6. Например, при достижении давления 30 МПа вследствие образования трещины 8 произошло падение давления закачки гелеобразной жидкости разрыва на 20-25%, т.е. до 22 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 25-30%, например с 1,2 м3/мин до 1,6 м3/мин, при этом на момент падения давления закачки (в процессе образования трещины 8) в колонну труб 3 скважины 1 была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 0,25·Vг=0,25·60 м3=15 м3.The gelled fracturing fluid is injected through
Затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва - линейный гель в смеси с крепителем трещин, т.е. в объеме Vг-0,25·Vг=60 м3-15 м3=45 м3, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, с концентрацией 200 кг/м3, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва 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, например, с расходом 1,5-2 м3/мин. Проппант фракции 20/40 меш изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским Комбинатом Огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь). Сверхлегкий проппант фракции 20-40 меш не тонет в гелированной жидкости разрыва - линейном геле, благодаря чему продавливается через перфорационные каналы 2 по всему объему трещины 8.Then the remaining volume of the gelled fracturing fluid is pumped in - a linear gel mixed with crack fixer, i.e. in the volume Vg-0.25 · Vg = 60 m 3 -15 m 3 = 45 m 3 , moreover, ultralight proppant fraction 20/40 mesh, with a concentration of 200 kg / m 3 , gradually increasing the concentration of proppant in the liquid is used as crack cracking agent rupture 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, for example, with a flow rate of 1.5-2 m 3 / min The proppant fraction 20/40 mesh is made according to GOST R 51761-2005 - "Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”and is produced by the Borovichi Refractory Plant (Borovichi, Republic of Belarus). The ultralight proppant of the 20-40 mesh fraction does not sink in the gelled fracturing fluid, a linear gel, due to which it is forced through the
После завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем (проппантом) концентрации 1000 кг/м3 производят их продавку в пласт 6 технологической жидкостью, в качестве которой применяют сточную воду плотностью: ρ=1180 кг/м3, например, под давлением 32 МПа.After completion of the injection of the gelled fracturing fluid with a fixture (proppant) of a concentration of 1000 kg / m 3 , they are forced into the
Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт линейного геля с проппантом из колонны труб 3, принимают равным полуторократному внутреннему объему колонны труб 3, спущенной в скважину 1.The volume of the process fluid, sufficient for the complete injection into the formation of a linear gel with proppant from the
Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, например, от значения 32 МПа до 7 МПа. После чего распакеровывают пакер 4 и извлекают его с колонной труб 3 из скважины 1.Extract is carried out for the time required for the injection pressure to drop by 70-80% of the pressure of the gelled fracturing fluid into the reservoir with crack cracking agent, for example, from 32 MPa to 7 MPa. Then
Примеры практического выполнения способаExamples of the practical implementation of the method
Пример 1Example 1
Скважина 1 эксплуатирует продуктивный пласт, расположенный на глубине 1700 м. Высота интервала перфорации продуктивного пласта - Нп=5 м.Well 1 operates a reservoir located at a depth of 1700 m. The height of the perforation interval of the reservoir is Np = 5 m.
В скважине 1 произвели перфорацию стенок скважины каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Далее в скважину в зону ГРП спустили колонну насосно-компрессорных труб 3 с условным диаметром 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.In the
Посадили пакер 4 в скважине 1, загерметизировав таким образом заколонное пространство 7 скважины 1.
Перед проведением ГРП колонну труб 3 заполнили технологической жидкостью -сточной водой плотностью ρ=1180 кг/м3.Before hydraulic fracturing, the
Определили общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:The total volume of the gelled fracturing fluid was determined by the following formula:
Vг=k·Hп=12 (м3/м)·5 (м)=60 м3,Vg = k · Hp = 12 (m 3 / m) · 5 (m) = 60 m 3 ,
где k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;where k = 11-12 - conversion coefficient, m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, в данном примере = 5 м.NP - the height of the interval of perforation of the reservoir, in this example = 5 m
Приготовили гелированную жидкость разрыва, в качестве которой применили линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора.A gelled fracturing liquid was prepared, which was used as a linear gel with the addition of a borate crosslinker and a destructor.
Далее приступили к гидравлическому разрыву пласта. Для этого сначала произвели закачку в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - линейного геля в объеме 0,2Vг (без добавления крепителя для создания трещин), т.е. подставляя значения: 0,2·Vг=0,2·60 м3=12 м3.Then we proceeded to hydraulic fracturing. To do this, first, they injected into the well 1 (see Fig. 1) through a
Закачку линейного геля произвели с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-2003 г. вводили в линейный гель с концентрацией 2,0 л/м3 так, чтобы полная сшивка по времени гелированной жидкости разрыва происходила непосредственно у зоны перфорации скважины 1 при входе гелированной жидкости в трещину. Одновременно с добавлением боратного сшивателя в гелированную жидкость разрыва вводили деструктор ХВ по ТУ 2499-074-17197708-2003 г. Деструктор вводили с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3, при этом максимальная концентрация деструктора в гелированной жидкости разрыва составила 1,3 кг/м3.The linear gel was injected with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor. The BS-1 borate crosslinker according to TU 2499-069-17197708-2003 was introduced into a linear gel with a concentration of 2.0 l / m 3 so that the time-crosslinked gelled fracture was completely crosslinked directly at the
Закачку гелированной жидкости разрыва произвели через перфорационные каналы 2 с расходом 1,5 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8. При этом давление начала образования трещины составило 30 МПа, давление проведения процесса ГРП составило 22 МПа.The gelled fracturing fluid was injected through
Далее закачали оставшийся объем гелированной жидкости разрыва - линейный гель в смеси с крепителем трещин, т.е. в объеме Vг-0,2·Vг=60 м3-12 м3=48 м3 с расходом 1,5 м3/мин, причем в качестве крепителя трещин применили сверхлегкий проппант по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» производства Боровичевского Комбината Огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь) фракции 20/40 меш. Причем закачивали гелированную жидкость разрыва в смеси с проппантом с постепенным увеличением концентрации проппанта в смеси начиная с 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.Then, the remaining volume of the gelled fracturing fluid, a linear gel mixed with crack fixer, was pumped, i.e. in the volume Vg-0.2 · Vg = 60 m 3 -12 m 3 = 48 m 3 with a flow rate of 1.5 m 3 / min, and ultralight proppant according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”produced by the Borovichi Combine of Refractories (Borovichi, Republic of Belarus) fraction 20/40 mesh. Moreover, the gelled fracturing fluid was pumped into the mixture with proppant with a gradual increase in the proppant concentration in the mixture 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 .
После завершения закачки гелированной жидкости разрыва в смеси с крепителем трещин - проппантом, произвели продавку гелированной жидкости разрыва в пласт 6 технологической жидкостью, в качестве которой применили сточную воду плотностью ρ=1180 кг/м3, под давлением 32 МПа.After completion of the injection of the gelled fracturing fluid in the mixture with the crack holder - proppant, the gelled fracturing fluid was pushed into the
Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт линейного геля с проппантом из колонны труб 3, приняли равным полуторократному внутреннему объему колонны труб 3, спущенной в скважину 1.The volume of the process fluid, sufficient for full linear injection of proppant gel from the
Произвели выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70%, от 32 МПа до 9,6 МПа. После чего распакеровали пакер 4 и извлекли его с колонной труб 3 из скважины 1.They made an exposure for the time required for the injection pressure to drop by 70%, from 32 MPa to 9.6 MPa. After that, the
Пример 2Example 2
Скважина 1 эксплуатирует продуктивный пласт, расположенный на глубине 1700 м. Высота интервала перфорации продуктивного пласта - Нп=5 м.Well 1 operates a reservoir located at a depth of 1700 m. The height of the perforation interval of the reservoir is Np = 5 m.
В скважине 1 произвели перфорацию стенок скважины каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Далее в скважину в зону ГРП спустили колонну насосно-компрессорных труб 3 с условным диаметром 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.In the
Посадили пакер 4 в скважине 1, загерметизировав таким образом заколонное пространство 7 скважины 1.
Перед проведением ГРП колонну труб 3 заполнили технологической жидкостью -сточной водой плотностью ρ=1180 кг/м3.Before hydraulic fracturing, the
Определили общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:The total volume of the gelled fracturing fluid was determined by the following formula:
Vг=k·Hп=12 (м3/м)·5(м)=60 м3,Vg = k · Hp = 12 (m 3 / m) · 5 (m) = 60 m 3 ,
где k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;where k = 11-12 - conversion coefficient, m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, в данном примере = 5 м.NP - the height of the interval of perforation of the reservoir, in this example = 5 m
Приготовили гелированную жидкость разрыва, в качестве которой применили линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора.A gelled fracturing liquid was prepared, which was used as a linear gel with the addition of a borate crosslinker and a destructor.
Далее приступили к гидравлическому разрыву пласта. Для этого сначала произвели закачку в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - линейного геля в объеме 0,23Vг (без добавления крепителя для создания трещин), т.е. подставляя значения: 0,23·Vг=0,23·60 м3=13,8 м3.Then we proceeded to hydraulic fracturing. To do this, first, they injected into the well 1 (see Fig. 1) through a
Закачку линейного геля произвели с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-2003 г. вводили в линейный гель с концентрацией 3,0 л/м3 так, чтобы полная сшивка по времени гелированной жидкости разрыва происходила непосредственно у зоны перфорации скважины 1 при входе гелированной жидкости в трещину. Одновременно с добавлением боратного сшивателя в гелированную жидкость разрыва вводили деструктор ХВ по ТУ 2499-074-17197708-2003 г. Деструктор вводили в линейный гель с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3, при этом максимальная концентрация деструктора в гелированной жидкости разрыва составила 1,4 кг/м3.The linear gel was injected with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor. The BS-1 borate crosslinker according to TU 2499-069-17197708-2003 was introduced into a linear gel with a concentration of 3.0 l / m 3 so that the time crosslinking of the gelled fracturing fluid occurs directly near the perforation zone of the
Закачку гелированной жидкости разрыва произвели через перфорационные каналы 2 с расходом 1,5 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8. При этом давление начала образования трещины составило 31 МПа, давление проведения процесса ГРП составило 24 МПа.The gelled fracturing fluid was injected through
Далее закачали оставшийся объем гелированной жидкости разрыва - линейный гель в смеси с крепителем трещин, т.е. в объеме Vг-0,23·Vг=60 м3-13,8 м3=46,2 м3 с расходом 1,5 м3/мин, причем в качестве крепителя трещин применили сверхлегкий проппант по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» производства Боровичевского Комбината Огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь) фракции 20/40 меш. Причем закачивали гелированную жидкость разрыва в смеси с проппантом с постепенным увеличением концентрации проппанта в смеси начиная с 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.Then, the remaining volume of the gelled fracturing fluid, a linear gel mixed with crack fixer, was pumped, i.e. in the volume Vg-0.23 Vg = 60 m 3 -13.8 m 3 = 46.2 m 3 with a flow rate of 1.5 m 3 / min, and ultralight proppant according to GOST R 51761-2005 was used as a crack fixer - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”produced by the Borovichi Combine of Refractories (Borovichi, Republic of Belarus) fraction 20/40 mesh. Moreover, the gelled fracturing fluid was pumped into the mixture with proppant with a gradual increase in the proppant concentration in the mixture 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 .
После завершения закачки гелированной жидкости разрыва в смеси с крепителем трещин - проппантом, произвели продавку гелированной жидкости разрыва в пласт 6 технологической жидкостью, в качестве которой применили сточную воду плотностью ρ=1180 кг/м3, под давлением 34 МПа.After completion of the injection of the gelled fracturing fluid in the mixture with the crack holder - proppant, the gelled fracturing fluid was pushed into the
Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт линейного геля с проппантом из колонны труб 3, приняли равным полуторократному внутреннему объему колонны труб 3, спущенной в скважину 1.The volume of the process fluid, sufficient to fully sell the linear gel with proppant from the
Произвели выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 75%, от 34 МПа до 8,5 МПа. После чего распакеровали пакер 4 и извлекли его с колонной труб 3 из скважины 1.They made an exposure for the time necessary for the injection pressure to drop by 75%, from 34 MPa to 8.5 MPa. After that, the
Пример 3Example 3
Скважина 1 эксплуатирует продуктивный пласт, расположенный на глубине 1700 м. Высота интервала перфорации продуктивного пласта - Нп=5 м.Well 1 operates a reservoir located at a depth of 1700 m. The height of the perforation interval of the reservoir is Hp = 5 m.
В скважине 1 произвели перфорацию стенок скважины каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Далее в скважину в зону ГРП спустили колонну насосно-компрессорных труб 3 с условным диаметром 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.In the
Посадили пакер 4 в скважине 1, загерметизировав таким образом заколонное пространство 7 скважины 1.
Перед проведением ГРП колонну труб 3 заполнили технологической жидкостью - сточной водой плотностью ρ=1180 кг/м3.Before hydraulic fracturing, the
Определили общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:The total volume of the gelled fracturing fluid was determined by the following formula:
Vг=k·Нп=12 (м3/м)·5(м)=60 м3,Vg = kNp = 12 (m 3 / m) 5 (m) = 60 m 3 ,
где k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;where k = 11-12 - conversion coefficient, m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, в данном примере = 5 м.NP - the height of the interval of perforation of the reservoir, in this example = 5 m
Приготовили гелированную жидкость разрыва, в качестве которой применили линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора.A gelled fracturing liquid was prepared, which was used as a linear gel with the addition of a borate crosslinker and a destructor.
Далее приступили к гидравлическому разрыву пласта. Для этого сначала произвели закачку в скважину 1 (см. фиг.1) по колонне труб 3 гелированной жидкости разрыва - линейного геля в объеме 0,25Vг (без добавления крепителя для создания трещин), т.е. подставляя значения: 0,25·Vг=0,25·60 м3=15 м3.Then we proceeded to hydraulic fracturing. To do this, they first injected into the well 1 (see Fig. 1) through a
Закачку линейного геля произвели с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-2003 г. вводили в линейный гель с концентрацией 4,0 л/м3 так, чтобы полная сшивка по времени гелированной жидкости разрыва происходила непосредственно у зоны перфорации скважины 1 при входе гелированной жидкости в трещину. Одновременно с добавлением боратного сшивателя в гелированную жидкость разрыва вводили деструктор ХВ по ТУ 2499-074-17197708-2003 г. Деструктор вводили в линейный гель с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3, при этом максимальная концентрация деструктора в гелированной жидкости разрыва составила 1,45 кг/м3.The linear gel was injected with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor. The BS-1 borate crosslinker according to TU 2499-069-17197708-2003 was introduced into a linear gel with a concentration of 4.0 l / m 3 so that the time-crosslinked gelled fracture was completely crosslinked directly at the
Закачку гелированной жидкости разрыва произвели через перфорационные каналы 2 с расходом 1,5 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 8. При этом давление начала образования трещины составило 29 МПа, давление проведения процесса ГРП составило 21 МПа.The gelled fracturing fluid was injected through
Далее закачали оставшийся объем гелированной жидкости разрыва - линейный гель в смеси с крепителем трещин, т.е. в объеме Vг-0,25·Vг=60 м3-15 м3=45 м3 с расходом 1,5 м3/мин, причем в качестве крепителя трещин применили сверхлегкий проппант по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» производства Боровичевского Комбината Огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь) фракции 20/40 меш. Причем закачивали гелированную жидкость разрыва в смеси с проппантом с постепенным увеличением концентрации проппанта в смеси начиная с 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.Then, the remaining volume of the gelled fracturing fluid, a linear gel mixed with crack fixer, was pumped, i.e. in the volume Vg-0.25 · Vg = 60 m 3 -15 m 3 = 45 m 3 with a flow rate of 1.5 m 3 / min, and ultralight proppant according to GOST R 51761-2005 - “Aluminosilicate proppants. Technical conditions ”produced by the Borovichi Combine of Refractories (Borovichi, Republic of Belarus) fraction 20/40 mesh. Moreover, the gelled fracturing fluid was pumped into the mixture with proppant with a gradual increase in the proppant concentration in the mixture 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 .
После завершения закачки гелированной жидкости разрыва в смеси с крепителем трещин - проппантом, произвели продавку гелированной жидкости разрыва в пласт 6 технологической жидкостью, в качестве которой применили сточную воду плотностью ρ=1180 кг/м3, под давлением 31 МПа.After completion of the injection of the gelled fracturing fluid in the mixture with the crack holder - proppant, the gelled fracturing fluid was pushed into the
Объем технологической жидкости, достаточный для полной продавки в пласт линейного геля с проппантом из колонны труб 3, приняли равным полуторократному внутреннему объему колонны труб 3, спущенной в скважину 1.The volume of the process fluid, sufficient to fully sell the linear gel with proppant from the
Произвели выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 80%, от 31 МПа до 6,2 МПа. После чего распакеровали пакер 4 и извлекли его с колонной труб 3 из скважины 1.They made an exposure for the time required for the injection pressure to drop by 80%, from 31 MPa to 6.2 MPa. After that, the
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет увеличить ширину трещины и величину ее проникновения в пласт за счет одновременного добавления боратного сшивателя и деструктора в жидкость разрыва (линейный гель) в процессе образования трещин разрыва в пласте, а также позволяет снизить потери давления на трение в трубах на 8-10% в процессе образования трещины разрыва в пласте.The proposed method of hydraulic fracturing in the well allows to increase the width of the crack and the amount of its penetration into the reservoir due to the simultaneous addition of a borate crosslinker and destructor into the fracture fluid (linear gel) during the formation of fracture fractures in the reservoir, and also allows to reduce the pressure loss due to friction in the pipes by 8-10% in the process of formation of a fracture fracture in the reservoir.
Повышение эффективности проведения ГРП достигается за счет равномерного закрепления трещины в пласте сверхлегким проппантом фракции 20/40 меш различной плотности с постепенным увеличением концентрации, при этом можно на долгое время сохранить трещину в раскрытом состоянии, а это позволяет на 10-15% увеличить производительность добывающей или нагнетательной скважины.Improving the efficiency of hydraulic fracturing is achieved by uniformly fixing the fracture in the formation with an ultralight proppant of a fraction of 20/40 mesh of various densities with a gradual increase in concentration, while it is possible to keep the fracture in the open state for a long time, and this allows increasing production productivity by 10-15% or injection well.
Claims (1)
Vг=k·Hп,
где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;
k - коэффициент перевода (k=11-12), м3/м;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м, затем производят гидравлический разрыв пласта, при этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва в объеме (0,2-0,25)Vг без добавления крепителя для создания трещины, затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, а в качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, при этом боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины, а деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3, после завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. A method of hydraulic fracturing in a well, including perforation of 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 for hydraulic fracturing, creating a fracturing pressure in the sub-packer zone and pushing the gelled fluid into the resulting fracture and with a crack fastener, characterized in that before the hydraulic fracturing, the pipe string is filled with process fluid, the total volume of the gelled fracture 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 is the transfer coefficient (k = 11-12), m 3 / m;
N p - the height of the interval of perforation of the formation, m, then produce hydraulic fracturing of the formation, while first injected gelled fracturing fluid in a volume of (0.2-0.25) V g without adding a fastener to create a crack, then the remaining volume of gelled fracturing fluid is injected with a crack fixer; moreover, an ultralight proppant of a 20/40 mesh fraction is used as a crack fixer, gradually increasing the proppant concentration in the fracturing fluid from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 , and a linear gel with od by the addition of a borate crosslinker and a destructive agent, the borate crosslinker is introduced into a linear gel with a concentration of 2.0 to 4.0 l / m 3 sufficient to completely crosslink the gelled fracturing fluid near the well perforation zone, and the destructor is introduced with a gradual increase in concentration by 0.15 kg / m 3, starting with a concentration of 1.0 kg / m 3, after the injection of fracturing fluids gelled with binders cracks in the pipe string prodavku produce them in the process fluid reservoir, produce exposure for a time required for a hell pressure injection by 70-80% of prodavki pressure in the gelled fracturing fluid with binders cracks raspakerovyvayut packer, it is removed and the pipe string to the surface.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151586/03A RU2485306C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151586/03A RU2485306C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2485306C1 true RU2485306C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786361
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011151586/03A RU2485306C1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2485306C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2535549C1 (en) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
RU2566357C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of formation hydraulic fracturing |
CN105201478A (en) * | 2015-09-30 | 2015-12-30 | 大庆井泰石油工程技术股份有限公司 | Oil and gas well fracture network system fracturing technology |
WO2017078560A1 (en) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Hydraulic fracturing method (variants) |
RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
CN116877067A (en) * | 2023-07-18 | 2023-10-13 | 重庆地质矿产研究院 | Method for predicting hydraulic fracturing generated cracks and swept area fluid pressure |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
EA013164B1 (en) * | 2005-01-11 | 2010-02-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Degradable polymers for wellbore fluids and processes |
RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
EA013930B1 (en) * | 2006-09-18 | 2010-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method of hydraulic fracturing of a formation |
RU2416025C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151586/03A patent/RU2485306C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7569523B2 (en) * | 2001-09-26 | 2009-08-04 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells using a liquid degradable thermoplastic polymer |
EA013164B1 (en) * | 2005-01-11 | 2010-02-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Degradable polymers for wellbore fluids and processes |
EA013930B1 (en) * | 2006-09-18 | 2010-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method of hydraulic fracturing of a formation |
RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
RU2358100C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Procedure of hydraulic break of reservoir in well |
RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
RU2416025C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2535549C1 (en) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
RU2566357C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of formation hydraulic fracturing |
CN105201478A (en) * | 2015-09-30 | 2015-12-30 | 大庆井泰石油工程技术股份有限公司 | Oil and gas well fracture network system fracturing technology |
WO2017078560A1 (en) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Hydraulic fracturing method (variants) |
US11008844B2 (en) | 2015-11-02 | 2021-05-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing (variants) |
RU2645688C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
CN116877067A (en) * | 2023-07-18 | 2023-10-13 | 重庆地质矿产研究院 | Method for predicting hydraulic fracturing generated cracks and swept area fluid pressure |
CN116877067B (en) * | 2023-07-18 | 2024-03-12 | 重庆地质矿产研究院 | Method for predicting hydraulic fracturing generated cracks and swept area fluid pressure |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
CN104564001B (en) | The method of many cluster pressure breaks of horizontal well and many cluster perforating and fracturing tubing strings of implementation the method | |
RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
EA018230B1 (en) | Method of fracturing a formation | |
RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
US20130014951A1 (en) | Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix | |
CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |