RU2544343C1 - Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой - Google Patents
Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2544343C1 RU2544343C1 RU2014104022/03A RU2014104022A RU2544343C1 RU 2544343 C1 RU2544343 C1 RU 2544343C1 RU 2014104022/03 A RU2014104022/03 A RU 2014104022/03A RU 2014104022 A RU2014104022 A RU 2014104022A RU 2544343 C1 RU2544343 C1 RU 2544343C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- low
- formation
- packer
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины. Дополнительно производят временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта, перфорируют интервал глинистого прослоя с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, затем спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли глинистого прослоя, осуществляют посадку пакера в скважине, производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта с образованием трещин закачкой гидроразрывной жидкости по колонне НКТ через интервалы перфорации глинистого прослоя. Далее в трещины закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 3-5 м3 с расходом 10 м3/мин. В качестве проппанта используют проппантную смесь. Затем производят крепление трещин порционной закачкой гидроразрывной жидкости и проппантной смеси, начиная с концентрации проппантной смеси 400 кг/м3 со ступенчатым увеличением ее концентрации на 200 кг/м3 в гидроразрывной жидкости в каждой порции и расходом 5 м3/мин. Проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, мас.%: проппант 12/40 меш. - 30%; проппант 18/20 меш. - 30%; кварцевая мука - 40%. По окончании гидроразрыва низкопроницаемого пласта удаляют временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта и проводят перфорацию низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении надежности проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности может быть использовано для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с подстилающим водоносным пластом.
Известен способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010, бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая надежность проведения гидроразрыва пласта, связанная с закачкой проппанта расчетного радиуса, при этом ошибка в расчете может привести к невозможности продавки проппанта в трещину и ее закрепления;
- во-вторых, прорыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации низкопроницаемого пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями (патент RU №2457323, МПК E21B 43/26, опубл. 27.07.2012, бюл. №21), включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта, при этом в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта (ПЗП) с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью получения преждевременного «стопа», так как крепление трещины осуществляют с высокой концентрацией проппанта - кварцевого песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, при таких условиях транспортирующая способность жидкости-носителя (пены) резко снижается, что может закупорить трещину в призабойной зоне пласта;
- во-вторых, низкая проводимость трещины гидроразрыва в низкопроницаемом пласте, связанная с неравномерным распределением кварцевого песка в трещине (в основном в начале трещины) при его продавке, что приводит к быстрому смыканию трещины и потере ее проводимости;
- в-третьих, провыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации низкопроницаемого пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.
Техническими задачами предложения являются повышение надежности реализации способа, повышение проводимости трещины в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппанта в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации, а также исключение прорыва трещины в пласт с подошвенной водой в процессе гидроразрыва за счет создания трещины гидроразрыва через интервал глинистого прослоя.
Поставленные задачи решаются способом гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины.
Новым является то, что дополнительно производят временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта, перфорируют интервал глинистого прослоя с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, затем спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли глинистого прослоя, осуществляют посадку пакера в скважине, производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта с образованием трещин закачкой гидроразрывной жидкости по колонне НКТ через интервалы перфорации глинистого прослоя, далее в трещины закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 3-5 м3 с расходом 10 м3/мин, причем в качестве проппанта используют проппантную смесь, после чего производят крепление трещин порционной закачкой гидроразрывной жидкости и проппантной смеси, начиная с концентрации проппантной смеси 400 кг/м3 со ступенчатым увеличением ее концентрации на 200 кг/м3 в гидроразрывной жидкости в каждой порции и расходом 5 м3/мин, причем проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, % масс.:
- проппант 12/40 меш. - 30%;
- проппант 18/20 меш. - 30%;
- кварцевая мука - 40%,
по окончании гидроразрыва низкопроницаемого пласта удаляют временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта и проводят перфорацию низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва.
Данный способ применяют в нефтегазодобывающих скважинах с низкопроницаемыми пластами (с проницаемостью (0,1-10)×10-3 мкм2) и песчаниках, содержащих прослои высоконабухающих или мигрирующих глин и подошвенной водой.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
На фигуре схематично представлен предлагаемый способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, где 1 - добывающая скважина; 2 - низкопроницаемый пласт; 3′, 3″ - непроницаемые пропластки (глинистые прослои); 4 - продуктивный пропласток (проницаемый песчаник); 5 - интервал перфорации продуктивного пропластка 4, 6 - пласт с подошвенной водой; 7′ и 7″ - перфорационные отверстия, соответственно, большого диаметра и глубокого проникновения; 8 - колонна НКТ; 9 - пакер; 10 - задвижка; 11 - нагнетательная линия; 12 - трещина гидроразрыва; 13 - «подушка» сшитого геля; 14 - интервал перфорации продуктивного пропластка после проведения гидроразрыва с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва.
Добывающая скважина 1 (см. фигуру), вскрывшая низкопроницаемый пласт 2 (далее пласт) с непроницаемыми пропластками (глинистыми прослоями) 3′ и 3″, между которыми размещен продуктивный пропласток (проницаемый песчаник) 4 с низкой проницаемостью ((0,1-10)×10-3 мкм2), с интервалом перфорации 5 и пластом с подошвенной водой 6 эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фигуре не показан). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимы работы по интенсификации добычи нефти из пласта 2 добывающей скважины 1.
С этой целью производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) продуктивного пропластка 4 пласта 2. Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фигуре не показано).
Производят временную изоляцию интервала перфорации 5 (см. фигуру) пласта 2. Для этого спускают на технологической колонне труб (на фигуре не показана) и устанавливают в скважине 1 над интервалом перфорации 5 пласта 2 (см. фигуру) извлекаемую пакер-пробку (ИПП) на 35 МПа (на фигуре не показана) конструкции института «ТатНИПИнефть», г. Бугульма, Республика Татарстан), после чего технологическую колонну труб поднимают из скважины 1.
Затем в скважину 1 спускают перфоратор на колонне технологических труб и перфорируют интервал глинистого прослоя 3′ с использованием чередующихся между собой зарядов с образованием перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″. Например, используют перфоратор ПКТ89КЛ-М, выпускаемый Нефтекамским машиностроительным заводом (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия).
Создание чередующихся перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ в интервале глинистого прослоя 3′ позволяет создать направления для образования трещины 12 в продуктивном пропластке 4 через глинистый прослой 3′ и исключить прорыв трещины в пласт с подошвенной водой 6.
Далее спускают в скважину 1 колонну насосно-компрессорных труб 8 с пакером 9. Производят посадку пакера 9 в скважине 1 выше перфорационных отверстий большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″. Таким образом, осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 8. В качестве пакера применяют, например, пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 35 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Россия).
На устье скважины 1 на верхний конец колонны НКТ 8 наворачивают задвижку 10, которую посредством нагнетательной линии 11 обвязывают с насосными агрегатами (на фигуре не показаны) для закачки гидроразрывной жидкости.
Определяют общий объем гидроразрывной жидкости по следующей формуле:
Vг=k·Нп,
где Vг - общий объем гидроразрывной жидкости, м3;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;
Нп - высота интервала перфорации продуктивного пропластка 4 пласта 2, м.
В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта 2, в котором производят ГРП.
Например, высота интервала перфорации продуктивного пропластка 4 пласта 2 равна 3 м. Подставляя значения в формулу Vг=k·Нп, получаем общий объем гидроразрывной жидкости:
Vг=11(м3/м)·3(м)=33 м3.
В качестве гидроразрывной жидкости применяют известные составы линейных гелей, например, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98). Перед закачкой линейного геля в скважину в него добавляют ингибитор SLP-55 Scale Inhibitor производства фирмы Halliburton (2% от общего объема линейного геля), который предотвращает набухание глин (непроницаемых пропластков 3′ и 3″) в процессе проведения ГРП.
С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 11 через открытую задвижку 10 закачивают в скважину 1 по колонне НКТ 8 гидроразрывную жидкость - линейный гель - с динамической вязкостью, например, 30 сП. Гидроразрывную жидкость закачивают с расходом, например, 7,0 м3/мин. Гидроразрывная жидкость, проходя через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″, оказывает давление на глинистый прослой 3′ пласта 2, разрывая его, о чем свидетельствуют падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 1 с образованием трещины разрыва 12 в продуктивном пропластке 4. Например, при закачке линейного геля достигли давления 30 МПа, вследствие образования трещины разрыва 12 произошло падение давления закачки линейного геля на 25%, т.е. до 22,5 МПа, при этом приемистость пласта 1 увеличилась на 30%, например с 7,0 до 9,1 м3/мин.
Использование линейного геля (30 сП) создает меньшее сопротивление вследствие сравнительно низкой вязкости. В процессе образования трещины 12 по колонне труб в пласт 1 была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме, например, 18 м3.
Далее в трещину 12 с помощью насосных агрегатов закачивают оторочку сшитого геля в объеме 3-5 м3, например в объеме 4 м3, по нагнетательной линии 11 через открытую задвижку 10 по колонне труб 8 и через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ глинистого прослоя 3′ пласта 2 с расходом 10 м3/мин.
В качестве оторочки сшитого геля на углеводородной основе используют любой известный состав, например см. главу 3 монографии С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин (ОАО НПО «Бурение», 2006, с.153), который включает раствор полимера (МО-НТ) в углеводороде, сшивающий и временной деструктор (МО-НТ-гидрофобная модификация ПАА) My-T-Oil (Halliburton) или сшитый гель на углеводородной основе, изготавливаемый фирмой ЗАО «ПромХим-Сфера» (г. Москва, Россия).
В качестве проппанта используют проппантную смесь. Сшитый гель на углеводородной основе имеет низкие потери давления на трение в трубах и высокую вязкость в пласте, что обеспечивает создание широкой, глубоко проникающей трещины, при деструкции не образует осадка, не ухудшает проницаемость пласта и трещины ГРП, а также характеризуется высокими пескоудерживающими свойствами, низкой фильтруемостью в пласт и хорошей прокачиваемостью.
Сшитый гель оседает на дно трещины 12 и образует своеобразную «подушку» 13, которая, с одной стороны, предотвращает развитие трещины вниз и ее прорыв при последующем ее креплении проппантной смесью в пласт с подошвенной водой 6, а с другой стороны, снижает фильтрацию линейного геля в нижний глинистый прослой 3″, что позволяет равномерно заполнить трещину 12 проппантной смесью.
Затем на устье скважины готовят проппантную смесь в следующем соотношении (% масс.):
- проппант 12/40 меш. - 30%;
- проппант 18/20 меш. - 30%;
- кварцевая мука фракции 0,1 мм - 40%.
Например, готовят 9·103 кг = 9 т проппантной смеси. Для этого в емкость (на фигуре не показано) загружают и смешивают проппантную смесь в следующем соотношении (% масс.):
- проппант 12/40 меш. - 30% (2,7·103 кг);
- проппант 18/20 меш. - 30% (2,7·103 кг);
- кварцевая мука фракции 0,1 мм - 40% (3,6·103 кг).
Используют проппант фракций 12/40 и 18/20 меш., которые изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускают на Боровичевском комбинате огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь). Кварцевую муку фракции 0,1 мм выпускают по ТУ 5717-001-16767071-99, поставщик ООО Торговый дом «Кварц» (г. Екатеринбург, Россия). С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 11 (см. фигуру) через открытую задвижку 10 закачивают в скважину 1 по колонне НКТ 8 оставшийся объем (33 м3-18 м3=15 м3) гидроразрывной жидкости - линейного геля - с динамической вязкостью, например, 30 сП с добавлением проппанта в количестве 9 т. Гидроразрывную жидкость с проппантной смесью закачивают в трещину 12 через перфорационные отверстия большого диаметра 7′ и глубокого проникновения 7″ с расходом 5,0 м3/мин со ступенчатым увеличением концентрации проппантной смеси в линейном геле. Линейный гель в качестве жидкости-носителя по сравнению с пеной, используемой в прототипе, обладает лучшей транспортирующей проппантную смесь способностью, что позволяет произвести равномерное рапределение проппантной смеси в трещине 12. Использование в качестве проппанта не кварцевого песка, как описано в прототипе, а проппантной смеси, состоящей из проппанта различных фракций, обеспечивает высокую проводимость трещины 12, образованной в низкопроницаемом пласте, и исключает ее смыкание.
Концентрацию проппантной смеси в линейном геле увеличивают так, чтобы при продавке последней (не раньше) порции проппанта произошел «стоп», о чем будет свидетельствовать резкий рост давления закачки. Увеличивают концентрацию проппантной смеси в линейном геле на 200 кг/м3 в каждой последующей порции, начиная с концентрации проппантной смеси в линейном геле 400 кг/м3.
Количество порций зависит от массы проппантной смеси, предназначенной для крепления трещины 12 из расчета увеличения концентрации проппантной смеси в линейном геле на 200 кг/м3 в каждой последующей порции, начиная с концентрации проппантной смеси в линейном геле 400 кг/м3.
Например, закачку линейного геля производят в три порции 15/3=5 м3, т.е. по 5 м3 в каждой порции, при этом в каждую порцию линейного геля добавляют проппантную смесь, соответственно сначала 2 т = 2000 кг проппантной смеси (концентрация 2000 кг/5 м3=400 кг/м3), затем 3 т проппантной смеси (концентрация 3000 кг/5 м3=600 кг/м3) и в последнюю порцию линейного геля добавляют 4 т проппантной смеси (концентрация 4000 кг/ 5 м3=800 кг/м3).
Итого закачивают и продавливают 9 т проппантной смеси в трещину 12.
При этом при продавке последней порции проппантной смеси под давлением 22,5 МПа произойдет резкий скачок давления закачки на 40%, т.е. до 31,5 МПа. После продавки последней порции проппантной смеси производят технологическую выдержку, например в течение 2 ч, для спада давления, после чего срывают пакер 9 и извлекают из скважины колонну НКТ 8 с пакером.
Повышается проводимость трещины 12 в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппантной смеси в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации.
Удаляют временную изоляцию пласта 2. Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб со стандартным ловителем, например наружной труболовкой, производят захват ИПП. После чего извлекают технологическую колонну труб с труболовкой и ИПП на поверхность.
Далее проводят перфорацию 14 продуктивного пропластка 4 низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины 1 и трещиной 12 гидроразрыва. Например, в скважину 1 на колонне технологических труб спускают перфоратор ПКТ89КЛ-М, выпускаемый Нефтекамским машиностроительным заводом (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия), и перфорируют интервал продуктивного пропластка 4 пласта 2 с использованием зарядов глубокого проникновения.
Предлагаемый способ позволяет:
- повысить надежность проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой;
- повысить проводимость трещины в низкопроницаемом пласте за счет равномерного распределения проппантной смеси в трещине путем порционной закачки и продавки проппантной смеси в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации;
- исключить прорыв трещины в пласт с подошвенной водой в процессе гидроразрыва за счет создания трещины гидроразрыва через интервал глинистого прослоя путем его предварительной перфорации с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины, отличающийся тем, что дополнительно производят временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта, перфорируют интервал глинистого прослоя с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, затем спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли глинистого прослоя, осуществляют посадку пакера в скважине, производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта с образованием трещин закачкой гидроразрывной жидкости по колонне НКТ через интервалы перфорации глинистого прослоя, далее в трещины закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 3-5 м3 с расходом 10 м3/мин, причем в качестве проппанта используют проппантную смесь, после чего производят крепление трещин порционной закачкой гидроразрывной жидкости и проппантной смеси, начиная с концентрации проппантной смеси 400 кг/м3 со ступенчатым увеличением ее концентрации на 200 кг/м3 в гидроразрывной жидкости в каждой порции и расходом 5 м3/мин, причем проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, мас.%: проппант 12/40 меш. - 30%; проппант 18/20 меш. - 30%; кварцевая мука - 40%, по окончании гидроразрыва низкопроницаемого пласта удаляют временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта и проводят перфорацию низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104022/03A RU2544343C1 (ru) | 2014-02-05 | 2014-02-05 | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104022/03A RU2544343C1 (ru) | 2014-02-05 | 2014-02-05 | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2544343C1 true RU2544343C1 (ru) | 2015-03-20 |
Family
ID=53290524
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014104022/03A RU2544343C1 (ru) | 2014-02-05 | 2014-02-05 | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2544343C1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579095C1 (ru) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2618545C1 (ru) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2652399C1 (ru) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями |
| RU2713047C1 (ru) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
| RU2715115C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2723817C1 (ru) * | 2019-08-08 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидравлического разрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| RU2723806C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| CN117489296A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-02 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种井间防窜方法及模拟实验装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
-
2014
- 2014-02-05 RU RU2014104022/03A patent/RU2544343C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579095C1 (ru) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618545C1 (ru) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2652399C1 (ru) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями |
| RU2713047C1 (ru) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
| RU2723806C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| RU2723817C1 (ru) * | 2019-08-08 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидравлического разрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| RU2715115C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2020-02-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| CN117489296A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-02 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种井间防窜方法及模拟实验装置 |
| CN117489296B (zh) * | 2023-12-29 | 2024-03-22 | 克拉玛依市白碱滩区(克拉玛依高新区)石油工程现场(中试)实验室 | 一种井间防窜方法及模拟实验装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| AU2009229063B2 (en) | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2457323C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями | |
| RU2618545C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2592582C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2550638C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с непроницаемым прослоем и водоносным пропластком | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2612418C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| US10570709B2 (en) | Remedial treatment of wells with voids behind casing | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2613682C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта |