RU2516626C1 - Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2516626C1 RU2516626C1 RU2013104586/03A RU2013104586A RU2516626C1 RU 2516626 C1 RU2516626 C1 RU 2516626C1 RU 2013104586/03 A RU2013104586/03 A RU 2013104586/03A RU 2013104586 A RU2013104586 A RU 2013104586A RU 2516626 C1 RU2516626 C1 RU 2516626C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- fracturing fluid
- hydraulic fracturing
- stages
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам гидроразрыва продуктивного пласта и может быть применено для формирования в продуктивном пласте трещин гидроразрыва необходимых размеров. Способ включает закачку в пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью и добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя. При этом жидкость гидроразрыва закачивают в несколько стадий с различной интенсивностью с добавлением расклинивающего наполнителя и без него. Причем в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с первоначальным расходом 1,6-3 м3/мин, во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 со снижением расхода на 10% от первоначального. В третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с увеличением расхода на 10% от первоначального. Добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3. Количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя определяют из расчета обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя - 3500 кг на 1 м вскрытой толщины пласта, но не менее двух. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной или газовой промышленности, а именно к способам гидроразрыва продуктивного пласта, и может быть использовано для формирования в продуктивном пласте трещин гидроразрыва необходимых размеров.
Известен способ формирования трещин гидроразрыва в подземной формации (патент RU №2347218, МПК G01N 29/04, опубл. 20.02.2009 г., бюл. №5), включающий закачивание жидкости в нагнетательную скважину с регулируемой частотой с целью образования и распространения в формации, по меньшей мере, одной заполненной жидкостью трещины, скачкообразное изменение давления жидкости в нагнетательной скважине, регистрацию резонансных частот колебаний, по меньшей мере, одной заполненной жидкостью трещины, регулирование частоты закачки жидкости в скважину так, чтобы она совпадала с какой-либо из резонансных частот, по меньшей мере, одной заполненной жидкостью трещины.
Недостатками данного способа являются сложность и трудоемкость его выполнения, связанные с необходимостью создания скачкообразных давлений в нагнетательной скважине, регистрации резонансных частот колебаний жидкости в трещине и регулирования частоты закачки жидкости в скважину.
Также известен способ гидроразрыва пласта (патент RU №2447278, МПК E21B 43/26, опубл. 10.04.2012 г., бюл. №10), включающий изоляцию продуктивного интервала пакером, установленным выше продуктивного интервала, но ниже динамического уровня в скважине, нагнетание в подпакерную зону через насосно-компрессорные трубы флюида с разной интенсивностью, создание в пласте многократных гидроразрывов.
Недостатком данного способа является его низкая технологическая эффективность, обусловленная тем, что не предусмотрена закачка расклинивающего наполнителя в трещину гидроразрыва с тем условием, чтобы после спада давления удержать трещину гидроразрыва в раскрытом состоянии.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя (патент RU №2386025, МПК E21B 43/26, опубл. 10.04.2010 г., бюл. №10), включающий нагнетание в нефтяной или газовый пласт жидкости с высокой скоростью, добавление в жидкость расклинивающего наполнителя, причем в качестве расклинивающего наполнителя применяют материал полидициклопентадиен.
Недостатком данного способа является его низкая технологическая эффективность, обусловленная образованием одной "монотрещины" гидроразрыва.
Техническими задачами изобретения являются:
повышение технологической эффективности способа за счет изменения скорости нагнетания жидкости гидроразрыва в смеси с расклинивающим агентом и без него, а также ступенчатого изменения концентрации расклинивающего агента в жидкости гидроразрыва;
упрощение способа проведения гидроразрыва нефтяного или газового пласта.
Поставленные технические задачи решаются способом гидроразрыва нефтяного или газового пласта, включающим закачку в нефтяной или газовый пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью и добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя.
Новым является то, что жидкость гидроразрыва закачивают в несколько стадий с различной интенсивностью с добавлением расклинивающего наполнителя и без него, причем в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с первоначальным расходом 1,6-3 м3/мин, во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 со снижением расхода на 10% от первоначального, в третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с увеличением расхода на 10% от первоначального, причем добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3, причем количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя определяют из расчета обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя - 3500 кг на 1 м вскрытой толщины пласта, но не менее двух.
На фиг.1 схематично представлены виды создаваемых трещин гидроразрыва в продуктивных пластах, где а - так называемая "монотрещина" гидроразрыва, б - так называемая "несбалансированная" трещина гидроразрыва. На фиг.2 схематично представлена последовательность выполнения способа.
"Несбалансированной" трещиной гидроразрыва называют такую трещину, которая развивается сразу в нескольких направлениях и имеет несколько ответвлений. Эффективная поверхность фильтрации такой трещины во много раз превосходит поверхность фильтрации "монотрещины" гидроразрыва, которая развивается преимущественно в одном направлении. "Несбалансированная" трещина гидроразрыва образуется в результате резких изменений в интенсивности закачки жидкости гидроразрыва, а также закачки жидкости разрыва как без расклинивающего агента, так и вместе с ним.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
В скважину по колонне насосно-компрессорных труб последовательно закачивают жидкость гидроразрыва в смеси с расклинивающим наполнителем и без него в несколько стадий. Причем для создания так называемой "несбалансированной" трещины гидроразрыва и увеличения тем самым охвата продуктивного пласта воздействием чередуют стадии закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим наполнителем и стадии закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего наполнителя. Причем стадии закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим наполнителем и стадии закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего наполнителя закачивают с различной интенсивностью (расходом). Стадии закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим наполнителем выполняют со снижением расхода закачки на 10% от первоначального расхода, а стадии закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего наполнителя выполняют с увеличением расхода закачки на 10% от первоначального расхода.
Непосредственно сам процесс гидроразрыва продуктивного пласта и создания "несбалансированной" трещины гидроразрыва выполняют следующим образом.
Для инициирования (создания) трещины гидроразрыва в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя (буфер). На основании промыслового опыта установлено, что, для того чтобы начала образовываться трещина гидроразрыва, необходимо закачивать жидкость гидроразрыва с вязкостью 300-500 сП с расходом 1,6-3 м3/мин в объеме не менее 5 м3 в стадию.
Во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва в объеме, равном не менее 5 м3 в смеси с расклинивающим наполнителем, причем расклинивающий наполнитель добавляют в жидкость гидроразрыва порционно с возрастанием его концентрации в смеси от 600 до 800 кг/м3, а расход закачки снижают на 10% от первоначального значения расхода.
В третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва в объеме, равном не менее 5 м3 без расклинивающего наполнителя, с увеличением расхода закачки на 10% от первоначального.
После закачки всего расчетного количества расклинивающего наполнителя в смеси с жидкостью гидроразрыва осуществляют закачку продавочной жидкости, в качестве которой используют техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной колонны НКТ, плюс 0,2 м3 с расходом, равным первоначальному расходу закачки.
Общий объем применяемой жидкости гидроразрыва и количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим наполнителем определяют в зависимости от толщины продуктивного пласта из расчета обеспечения минимального количества закачки расклинивающего наполнителя на 1 м толщины продуктивного пласта - 3500 кг.
Примеры практического выполнения.
Пример 1.
Продуктивный пласт 2 эксплуатируется скважиной 1 (фиг.2). Параметры продуктивного пласта: толщина - 5 м, проницаемость - 180 мД. Верхняя граница интервала перфорации - 1693 м, нижняя - 1698 м.
Исходя из условия обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя - пропанта - на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта - 3500 кг, общее количество пропанта на 5 м3 вскрытой толщины продуктивного пласта должно составлять не менее 17500 кг.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва в смеси пропантом приняли равным 5 м в стадию. Для того чтобы закачать 17500 кг пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва с постепенным увеличением его концентрации в смеси с 600 до 800 кг/м3, необходимо 25 м3 жидкости гидроразрыва. Соответственно количество стадий закачки пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва было пять.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента также приняли равным 5 м3 в стадию. Соответственно количество стадий закачки жидкости гидроразрыва без добавления пропанта также было пять. Итого, общий объем используемой жидкости гидроразрыва составил 50 м3. При выполнении процесса использовали жидкость гидроразрыва с вязкостью в пределах 300-500 сП.
В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3 марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер 4 с механической осевой установкой ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) производства фирмы ООО НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан).
Путем осевых перемещений колонны насосно-компрессорных труб установили пакер в скважине на глубине 1690 м, соответственно внутренний объем насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм составил 7,64 м3, объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3. Объем продавочной жидкости - 7,9 м3.
Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями (на фиг.2 не показаны). Приготовили жидкость гидроразрыва в объеме 50 м3 и пропант в количестве 18000 кг.
Провели гидравлический разрыв в следующей последовательности.
В первую стадию по НКТ закачали в скважину жидкость гидроразрыва без добавления в нее пропанта в объеме 5 м3 с первоначальным расходом 1,6 м3/мин.
Во вторую стадию снизили расход закачки на 10% от первоначального - до 1,44 м3/мин и закачали жидкость гидроразрыва в объеме 5 м в смеси с пропантом. Причем концентрацию пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва постепенно увеличивали с 600 до 800 кг/м3. Т.е. из 5 м3 жидкости гидроразрыва 1 м3 жидкости гидроразрыва закачали с добавлением пропанта с концентрацией 600 кг/м, еще 2 м3 жидкости гидроразрыва закачали с добавлением пропанта с концентрацией 700 кг/м3 и еще 2 м3 жидкости гидроразрыва закачали с добавлением пропанта с концентрацией 800 кг/м3. Общее количество закачанного пропанта в стадию составило 3600 кг.
В третью стадию повысили расход закачки на 10% от первоначального - до 1,76 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва без добавления пропанта в объеме 5 м3.
В четвертую стадию параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй стадии. Суммарное количество закачанного пропанта по стадиям составило соответственно 7200 кг.
В пятой стадии параметры закачки жидкости гидроразрыва были такими же, как и в третьей стадии.
В шестой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй и четвертой стадиях. Суммарное количество закачанного пропанта составило соответственно 10800 кг.
В седьмой стадии параметры закачки жидкости гидроразрыва были такими же, как и в третьей и пятой стадиях.
В восьмой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй, четвертой и шестой стадиях. Суммарное количество закачанного пропанта составило соответственно 14400 кг.
В девятой стадии параметры закачки жидкости гидроразрыва были такими же, как и в третьей, пятой и седьмой стадиях.
В десятой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй, четвертой, шестой и восьмой стадиях. Суммарное количество закачанного пропанта за время проведения процесса составило 18000 кг.
После закачки запланированного количества пропанта осуществили закачку продавочной жидкости, в качестве которой использовали техническую воду плотностью 1,18 г/см3 в объеме 7,9 м3 с первоначальным расходом 1,6 м3/мин.
В результате создали "несбалансированную" трещину гидроразрыва 5 со следующими параметрами: закрепленная полудлина - 110 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 5 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 220 м.
Пример 2.
Продуктивный пласт 2 эксплуатируется скважиной 1 (фиг.2). Параметры продуктивного пласта: толщина - 3 м, проницаемость 150 мД. Верхняя граница интервала перфорации - 1728 м, нижняя - 1731 м.
Исходя из условия обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта - 3500 кг, общее количество расклинивающего наполнителя на 3 м вскрытой толщины продуктивного пласта должно составлять не менее 10500 кг.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва в смеси с пропантом приняли равным 5 м3 в стадию. Для того чтобы закачать 10500 кг пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва, с постепенным увеличением его концентрации в смеси с 600 до 800 кг/м3, необходимо 15 м жидкости гидроразрыва. Соответственно количество стадий закачки пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва было три.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента также приняли равным 5 м3 в стадию. Соответственно количество стадий закачки жидкости гидроразрыва без добавления пропанта также будет три. Итого, общий объем используемой жидкости гидроразрыва составит 30 м3. При выполнении процесса использовали жидкость гидроразрыва с вязкостью в пределах 300-500 сП.
В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3 марки "К" диаметром 89 мм, по ГОСТ 633-80 спустили пакер 4 с механической осевой установкой ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) производства фирмы ООО НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан).
Путем осевых перемещений колонны насосно-компрессорных труб установили пакер в скважине на глубине 1725 м, соответственно внутренний объем насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм составил 7,8 м3, объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3. Объем продавочной жидкости - 8,0 м3.
Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями (на фиг.2 не показаны). Приготовили жидкость гидроразрыва в объеме 30 м3 и пропант в количестве 10800 кг.
Провели гидравлический разрыв в следующей последовательности.
В первую стадию закачали по НКТ в скважину жидкость гидроразрыва без добавления в нее расклинивающего наполнителя в объеме 5 м3 с первоначальным расходом 2,0 м3/мин.
Во вторую стадию снизили расход закачки на 10% от первоначального - до 1,8 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва в объеме 5 м в смеси с пропантом. Причем концентрацию пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва постепенно увеличивали с 600 до 800 кг/м3. Т.е. из 5 м3 жидкости гидроразрыва 1 м3 жидкости гидроразрыва закачали с добавлением пропанта с концентрацией 600 кг/м3, еще 2 м3 закачали с добавлением пропанта с концентрацией 700 кг/м3 и еще 2 м3 закачали с добавлением пропанта с концентрацией 800 кг/м3. Общее количество закачанного пропанта в стадию составило 3600 кг.
В третью стадию повысили расход закачки на 10% от первоначального - до 2,2 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 5 м3.
В четвертой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй стадии. Суммарное количество закачанного пропанта по стадиям составило соответственно 7200 кг.
В пятой стадии параметры закачки жидкости гидроразрыва были такими же, как и в третьей стадии.
В шестой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй и четвертой стадиях. Суммарное количество закачанного пропанта составило соответственно 10800 кг.
После закачки запланированного количества пропанта осуществили закачку продавочной жидкости, в качестве которой использовали техническую воду плотностью 1,18 г/см3 в объеме 8,0 м3 с первоначальным расходом 2,0 м3/мин.
В результате создали "несбалансированную" трещину гидроразрыва 5 со следующими параметрами: закрепленная полудлина - 61 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 4,2 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 122 м.
Пример 3.
Продуктивный пласт 2 эксплуатируется скважиной 1 (фиг.2). Параметры продуктивного пласта: толщина - 2 м, проницаемость 200 мД. Верхняя граница интервала перфорации - 1648 м, нижняя - 1650 м.
Исходя из условия обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя на 1 м вскрытой толщины продуктивного пласта - 3500 кг, общее количество расклинивающего наполнителя на 2 м вскрытой толщины продуктивного пласта должно составлять не менее 7000 кг.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва в смеси с пропантом приняли равным 5 м3 в стадию. Для того чтобы закачать 7000 кг пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва с постепенным увеличением его концентрации в смеси с 600 до 800 кг/м3, необходимо 10 м3 жидкости гидроразрыва. Соответственно количество стадий закачки пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва было две.
Объем закачиваемой жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента также приняли равным 5 м3 в стадию. Соответственно количество стадий также будет две. Итого общий объем используемой жидкости гидроразрыва составит 20 м3. При выполнении процесса использовали жидкость гидроразрыва с вязкостью в пределах 300-500 сП.
В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3 марки "К" диаметром 89 мм по ГОСТ 633-80 спустили пакер 4 с механической осевой установкой ПРО-ЯМ02-ЯГ1(Ф) производства фирмы ООО НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан).
Путем осевых перемещений колонны насосно-компрессорных труб установили пакер в скважине на глубине 1645 м, соответственно внутренний объем насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм составил 7,43 м3, объем поверхностных трубопроводов - 0,2 м3. Объем продавочной жидкости - 7,63 м3.
Устье скважины оборудовали краном высокого давления, расставили технику, участвующую в процессе гидроразрыва, и соединили узлы и агрегаты техники между собой гидравлическими нагнетательной и вспомогательными линиями (на фиг.2 не показаны). Приготовили жидкость гидроразрыва в объеме 20 м3 и пропант в количестве 7200 кг.
Провели гидравлический разрыв в следующей последовательности.
В первую стадию по НКТ закачали в скважину жидкость гидроразрыва без добавления в нее расклинивающего наполнителя в объеме 5 м3 с первоначальным расходом 3,0 м3/мин.
Во вторую стадию снизили расход закачки на 10% от первоначального - до 2,7 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва в объеме 5 м3 в смеси с пропантом.
Во вторую стадию снизили расход закачки на 10% от первоначального - до 2,7 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва в объеме 5 м3 в смеси с пропантом. Причем концентрацию пропанта в смеси с жидкостью гидроразрыва постепенно увеличивали с 600 до 800 кг/м3. Т.е. из 5 м3 жидкости гидроразрыва 1 м3 жидкости гидроразрыва закачали с добавлением пропанта с концентрацией 600 кг/м3, еще 2 м3 закачали с добавлением пропанта с концентрацией 700 кг/м3 и еще 2 м3 закачали с добавлением пропанта с концентрацией 800 кг/м3. Общее количество закачанного пропанта в стадию составило 3600 кг.
В третью стадию повысили расход закачки на 10% от первоначального - до 3,3 м3/мин - и закачали жидкость гидроразрыва без добавления расклинивающего агента в объеме 5 м3.
В четвертой стадии параметры закачки и концентрация пропанта были такими же, как и во второй стадии. Суммарное количество закачанного пропанта по стадиям составило соответственно 7200 кг.
После закачки расчетного количества пропанта осуществили закачку продавочной жидкости, в качестве которой использовали техническую воду плотностью 1,18 г/см3, в объеме 7,63 м3 с расходом 3,0 м3/мин.
В результате создали "несбалансированную" трещину гидроразрыва 5 со следующими параметрами: закрепленная полудлина - 68 м и закрепленная ширина в продуктивной части - 4,7 мм. Общая длина трещины гидроразрыва - длина трещины в обе стороны от оси скважины - составила соответственно 136 м.
В результате применения предлагаемого способа удалось упростить способ проведения гидроразрыва пласта, а также повысить технологичность его применения за счет создания так называемой "несбалансированной" трещины гидроразрыва, повысив тем самым эффективную площадь фильтрации пластового флюида по трещине в скважину.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта, включающий закачку в нефтяной или газовый пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью и добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя, отличающийся тем, что жидкость гидроразрыва закачивают в несколько стадий с различной интенсивностью с добавлением расклинивающего наполнителя и без него, причем в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с первоначальным расходом 1,6-3 м3/мин, во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 со снижением расхода на 10% от первоначального, в третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с увеличением расхода на 10% от первоначального, причем добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3, причем количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя определяют из расчета обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя - 3500 кг на 1 м вскрытой толщины пласта, но не менее двух.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013104586/03A RU2516626C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013104586/03A RU2516626C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2516626C1 true RU2516626C1 (ru) | 2014-05-20 |
Family
ID=50779021
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013104586/03A RU2516626C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2516626C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007086771A1 (en) * | 2006-01-27 | 2007-08-02 | Schlumberger Technology B.V. | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2386025C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя |
| EA016864B1 (ru) * | 2008-01-31 | 2012-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов |
| RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
-
2013
- 2013-02-04 RU RU2013104586/03A patent/RU2516626C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007086771A1 (en) * | 2006-01-27 | 2007-08-02 | Schlumberger Technology B.V. | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| RU2008130450A (ru) * | 2006-01-27 | 2010-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| EA016864B1 (ru) * | 2008-01-31 | 2012-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов |
| RU2386025C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя |
| RU2460875C1 (ru) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
| RU2790626C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-02-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с добывающей и нагнетательной скважинами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2473798C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2014108321A (ru) | Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| EA016864B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2591999C1 (ru) | Способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами | |
| US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| GB2512122A (en) | Increasing hydrocarbon recovery from reservoirs | |
| CN106567701A (zh) | 一种水力压裂方法 | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| DK179197B1 (en) | Process for controlling the production of hydrocarbons from an underground reservoir | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2516626C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта | |
| RU2012114259A (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2418943C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2483207C2 (ru) | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2613682C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта |