RU2563901C1 - Formation hydraulic fracturing method - Google Patents
Formation hydraulic fracturing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2563901C1 RU2563901C1 RU2014131825/03A RU2014131825A RU2563901C1 RU 2563901 C1 RU2563901 C1 RU 2563901C1 RU 2014131825/03 A RU2014131825/03 A RU 2014131825/03A RU 2014131825 A RU2014131825 A RU 2014131825A RU 2563901 C1 RU2563901 C1 RU 2563901C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- fracture
- packer
- proppant
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing.
Известен способ гидроразрыва продуктивного пласта (патент RU №2453695, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой жидкости разрыва с проппантом, при этом предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны НКТ, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.A known method of hydraulic fracturing of a productive formation (patent RU No. 2453695, IPC E21B 43/26, publ. 20.06.2012), including the descent into the well of the tubing string — tubing with a packer, the packer landing above the roof of the formation to be fractured, injection of fracturing fluid into the formation along the tubing string through the borehole until a fracture is created in the formation, fixing the created fracture by pumping a fracturing fluid with proppant, while preliminary analyzing the process water, testing the gel for water solubility and structure formation, if satisfied The gelling agent is dissolved in water and tested for structure formation again, with satisfactory results, a clay stabilizer, a demulsifier and a degradation regulator are added to the gelling agent in water, the resulting solution is pumped into the well, and during the injection, a destructor and a crosslinker are introduced into the solution, thereby forming a fracturing fluid , replace the well volume with a fracture fluid, stop the injection and record the pressure drop, resume the fracture fluid injection with a working flow rate of hydraulic fracture, a “pillow” of fracture fluid is pumped in a volume of 3 to 6 m 3 , then a test pack of fracture fluid is pumped with proppant weighing up to 1 ton with a concentration of 30 to 200 kg / m 3 , bring it to the perforation interval, note the initial wellhead pressure and then record the nature of its change during the passage of the pack through the interval of perforation and its movement along the crack, the pack is squeezed by a fracture fluid without proppant in a volume of 1.5-1.8 m 3 , the fracture fluid is squeezed in a volume equal to the volume of the tubing string , sub Kern zone to the roof at the perforations and another 2-4 m 3, stop post and produce prodavku pressure decay, produce the recording and processing of intensity reduction of wellhead pressure, the obtained data was treated to give data about the performance of the fracturing fluid, the pressure value, a voltage gradient in formation, time and pressure of fracture closure, pore pressure in the reservoir, hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the formation, based on the data obtained, the design is adapted x the fracturing process data to the obtained test injection processing data, the corrected data is used to recalculate the three-dimensional fracturing model and conducting the updated fracturing option, change the initial plan for the main fracturing process by replacing the initial data of mining and geological coefficients with those obtained by the program after the test injection process, carry out a modified main hydraulic fracturing process; when carrying out a modified main hydraulic process the fracture on the basis of the calculations performed, the required volume of process water is set and the gel is prepared with testing; with satisfactory test results, the fracturing process is carried out in accordance with the amended plan, where the volume of the final delivery is determined as the sum of the volume of the tubing string and sub-packer zone to the roof of the interval perforations, injecting proppant-gel mixture is performed in two portions, a first portion of the proppant concentration adjusted to 300 kg / m 3, dosage ten ruktora performed according concentration providing the complete process of the gel expansion time and fracture closure for at least 12 h, a second portion establish a concentration of proppant than 300 kg / m 3, the destructor dosage is carried out according concentration providing process complete decomposition of the gel time and fracture closure is not more than 4 h, at the end of the proppant-gel mixture delivery, the pump units are stopped and the pressure drop recorded to obtain information on the quality of the fracturing process, the intensity of the pressure drop, the presence of a residual connection with the reservoir, the absence of a reselling effect, after which the wellhead is closed, the equipment is dismantled and the well is left to wait for the pressure drop, after the necessary time for gel destruction is completed, the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, and overpressure is released after 4 hours, at a pressure of more than 4 MPa on the wellhead pressure gauge, bleeding is carried out with a flow rate of not more than 30 l / min to atmospheric pressure, and at a pressure of less than 4 MPa on the wellhead pressure gauge bleed is performed by the full opening of the wellhead valve, the wellhead is depressurized, the packer is broken and the underground equipment is lifted.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, невозможность создания высокопроводящих каналов из-за сплошного заполнения трещины проппантной набивкой вследствие ее постоянной (не пульсирующей) закачки;- firstly, the impossibility of creating highly conductive channels due to the continuous filling of the crack with proppant packing due to its constant (non-pulsating) injection;
- во-вторых, неравномерность распределения проппанта в трещине и схлопывание трещины в верхней ее части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины из-за отсутствия конвекции жидкостей в трещине;- secondly, the uneven distribution of proppant in the fracture and collapse of the fracture in its upper part due to deposition of proppant in the lower portion of the fracture due to the lack of convection of fluids in the fracture;
- в-третьих, неполное разрушение геля в проппанте под действием деструктора, вследствие чего происходит снижение проводимости проппантной пачки;- thirdly, incomplete destruction of the gel in the proppant under the action of the destructor, as a result of which the conductivity of the proppant pack decreases;
- в-четвертых, сложный технологический процесс и высокие затраты на реализацию гидроразрыва пласта.- fourthly, a complex technological process and high costs for the implementation of hydraulic fracturing.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидроразрыва пласта (патент RU №2453694, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2012), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой жидкости разрыва с проппантом. Предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны НКТ, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны НКТ и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 МПа и более делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования, причем при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину более 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию и увеличивают объем закачки проппанта на последующей стадии на концентрациях от 120 до 200 кг/м3 до 1800-2000 кг на стадию с увеличением расхода при закачке данных стадий до 3 м3/мин.The closest in technical essence and the achieved result is a method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2453694, IPC E21B 43/26, publ. 20.06.2012), including the descent into the well of a string of tubing - tubing with a packer, landing the packer over the roof of the reservoir , subject to hydraulic fracturing, injection of fracturing fluid into the formation along the tubing string through the well until a fracture is created in the reservoir, fixing the created fracture by injecting fracturing fluid with proppant. The technical water is preliminarily analyzed, the gellant is tested for solubility in water and structure formation, with a satisfactory result, the gellant is dissolved in water and tested again for structure formation, with satisfactory results, a clay stabilizer, demulsifier and degradation regulator are added to the gel solution, the resulting solution is pumped into the well and in the process of injection, a destructor and a crosslinker are introduced into the solution, thereby forming a rupture liquid, the volume is replaced by the injection wells in the fracturing fluid, stopping downloading and produce pressure decay record resuming download fracturing fluid with a working flow in hydraulic fracturing is pumped "cushion" the fracturing fluid in a volume of from 3 to 6 m 3, and then operate download test pack fracturing fluid with proppant mass to 1 t with a concentration of 30 to 200 kg / m, bring it to the perforation interval, note the initial wellhead pressure and then record the nature of its change during the passage of the pack through the perforation interval and its movement along the crack , a pack is squeezed with rupture fluid without proppant in a volume of 1.5-1.8 m 3 , the rupture fluid is squeezed in an amount equal to the volume of the tubing string, sub-packer zone to the roof in the perforation interval and another 2-4 m 3 , stop the squeeze and produce recording the pressure drop, recording and processing the rate of wellhead pressure decrease, processing the received data, obtaining data on the performance of the fracturing fluid, pressure value, stress gradient in the formation, time and pressure of fracture closure, pore pressure in the collar torus, hydraulic pressure loss in the interval of perforation and the bottom of the reservoir, on the basis of the data obtained, the design data of the fracturing process are adapted to the obtained data for processing the test injection, the corrected data is used to re-calculate the three-dimensional fracturing model and conducting an updated version of the fracturing, change the initial plan for the main fracturing process by replacing the initial data of mining and geological coefficients with those obtained by the program After the test injection process is carried out, the modified hydraulic fracturing process is carried out, when the modified hydraulic fracturing process is carried out on the basis of the calculations made, the required volume of process water is set and the gel is prepared for testing, with satisfactory test results, the hydraulic fracturing process is carried out in accordance with the modified plan, where the volume the final sale is defined as the sum of the volume of the tubing string and the sub-packer zone to the roof of the perforation interval, when osta wellhead pressure in the injection pack test fracturing fluid with proppant to a value between 1 and 2.5 MPa increase the amount of injected proppant of low and medium fraction 20/40, 16/30 and 16/20 mesh at minimum concentrations of from 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage efficiency of this activity is assessed by reduction of wellhead pressure as it passes through the proppant pack of the perforation zone, and when the pressure is 1 MPa or more conclude that hydraulic communication with the formation and improved fracturing process should be performed agree of the planned parameters by the modified plan, with no signs of recovery due to formation of proppant concentration in the feed subsequent stages is reduced, limited to maximum values of 350-400 kg / m 3, injecting proppant-gel mixture is performed in two portions, a first portion of the dose is carried out according destructor concentration ensuring the complete process of gel decomposition and crack closure time of at least 12 hours; in the second portion, the dosage of the destructor is carried out according to the concentration ensuring the process ss of the complete decomposition of the gel and the time it takes to close the crack for no more than 4 hours; upon completion of the proppant-gel mixture delivery, the pump units stop and record the pressure drop to obtain information about the quality of the fracturing process, the pressure drop intensity, the presence of residual connection with the formation, and the absence of effect reselling, after which the wellhead is closed, the well is left to wait for a pressure drop, at the end of the necessary time for the destruction of the gel, the residual wellhead is etched pressure to atmospheric, overpressure is vented after 4 hours, at pressures above 4 MPa on the wellhead pressure gauge, bleeding is performed at a rate of no more than 30 l / min to atmospheric pressure, and at pressures less than 4 MPa on the wellhead pressure gauge, bleeding is performed by fully opening the wellhead valve , the wellhead is depressurized, the packer is disrupted and the underground equipment is lifted, and when detecting an increase in wellhead pressure during the injection of a test pack of fracturing fluid with proppant by more than 2.5 MPa, elichivayut small volume of injected proppant and the middle fraction 20/40, 16/30 and 16/20 mesh at minimum concentrations of from 30 to 120 kg / m 3 to 800-1000 kg per stage and increase the amount of proppant in the subsequent step in concentrations from 120 up to 200 kg / m 3 up to 1800-2000 kg per stage with an increase in flow rate when downloading these stages up to 3 m 3 / min.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, невозможность создания высокопроводящих каналов из-за сплошного заполнения трещины проппантной набивкой вследствие ее постоянной (не пульсирующей) закачки;- firstly, the impossibility of creating highly conductive channels due to the continuous filling of the crack with proppant packing due to its constant (non-pulsating) injection;
- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине и схлопывание трещины в верхней ее части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины из-за отсутствия конвекции жидкостей в трещине;- secondly, the uneven distribution of proppant in the fracture and collapse of the fracture in its upper part due to deposition of proppant in the lower portion of the fracture due to the lack of convection of fluids in the fracture;
- в-третьих, неполное разрушение геля в проппанте под действием деструктора, вследствие чего снижается проводимость проппантной пачки;- thirdly, incomplete destruction of the gel in the proppant under the action of the destructor, as a result of which the conductivity of the proppant pack is reduced;
- в-четвертых, сложный технологический процесс и высокие затраты на реализацию гидроразрыва пласта.- fourthly, a complex technological process and high costs for the implementation of hydraulic fracturing.
Технической задачей предложения является повышение эффективности гидравлического разрыва за счет создания высокопроводящих каналов в трещине гидроразрыва пласта, равномерного распределения проппанта в трещине с исключением схлопывания в верхней части трещины из-за осаждения проппанта в нижней части трещины, обеспечения условия для полного разрушения геля в проппанте, упрощения технологического процесса и снижения затрат на реализацию гидроразрыва пласта.The technical objective of the proposal is to increase the efficiency of hydraulic fracturing due to the creation of highly conductive channels in the hydraulic fracture, uniform distribution of proppant in the fracture with the exception of collapse in the upper part of the fracture due to deposition of proppant in the lower part of the fracture, providing conditions for the complete destruction of the gel in the proppant, simplification technological process and lower costs for the implementation of hydraulic fracturing.
Поставленная техническая задача решается способом гидроразрыва пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.The stated technical problem is solved by the method of hydraulic fracturing, including the descent of the tubing string into the well - tubing with a packer, the packer landing above the roof of the reservoir to be fractured, the injection of fracturing fluid through the tubing string through the well until a fracture is created in the reservoir, and the created fracture is secured by injection proppant, closing the well and waiting for the pressure drop, draining the residual wellhead pressure to atmospheric pressure, depressurization of the wellhead, disruption of the packer and lifting of the tubing string from the well.
Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта, герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести, начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой, причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш, затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля, далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.What is new is that at the wellhead the tubing string is equipped from bottom to bottom with a downhole pulsator, knockdown valve and packer, the tubing string is lowered into the well so that the bottomhole pulsator is located in the middle of the formation to be fractured, and the packer over the roof of this formation, seal the annulus of the well by planting the packer, the total volume of the gelled liquid is determined, the total volume of the gelled liquid is divided into three equal parts, of which 1/3 of the gelled liquid is water-based for the formation and development of a crack fracturing in the formation, 1/3 part - water-based gelled fluid - proppant carrier fluid, 1/3 part - salable oil-based gelled fluid - granulated lime carrier fluid, the process of hydraulic fracturing is started by pumping through the tubing string through the bottomhole pulsator into pulsating mode 1/3 of the water-based gelled fluid for the formation and development of a fracture fracture in the reservoir, after which, to fix the created fracture fracture in the reservoir in a pulsating mode, alternating injection of granular and to build with a carrier fluid - a gelled liquid based on marketable oil and proppant with a carrier fluid - a gelled liquid based on water, 15 equal portions of each, each of 15 equal servings of a gelled liquid based on marketable oil contains granulated lime at the rate of 800 kg / 3 m, while injection of 15 equal portions gelled aqueous fluid a proppant-carrier fluid fraction increases and the concentration of proppant, and pumped: 1 to 5 proppant portion with a concentration of 600 kg / m 3 20/40 mesh fraction, from 6 to 10 ortsiyu proppant is injected at a concentration of 800 kg / m 3 fraction 20/40 mesh, from 11 to 14 serving - proppant with a concentration of 1000 kg / m 3 fraction 20/40 mesh portion of the last 15 - proppant with a concentration of 1000 kg / m 3 fractions 16 / 20 mesh, then an acid solution is injected in a pulsed mode, which is used as a 24% aqueous solution of hydrochloric acid in the volume of a gelled liquid carrier fluid injected into the reservoir, based on salable oil, to decompose the hydrated lime and destroy the gel residues, then the well is shut awaiting the pressure drop and acid reaction, after which the residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, the wellhead is depressurized and the well is developed by swabbing along the tubing string until oil flows from the formation, after which the packer is broken and the tubing string is lifted from the well.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ гидроразрыва пласта.The figure schematically depicts the proposed method of hydraulic fracturing.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Перед осуществлением способа в зависимости от давления раскрытия трещин производят регулировку параметров работы забойного пульсатора 1 (см. фигуру), то есть подбирают оптимальный режим (частоту колебаний, амплитуду) движения массы жидкости при гидроразрыве пласта 2 терригенного типа.Before the implementation of the method, depending on the crack opening pressure, the operation parameters of the downhole pulsator 1 are adjusted (see the figure), that is, the optimal mode (vibration frequency, amplitude) of the fluid mass movement during hydraulic fracturing of the formation 2 of the terrigenous type is selected.
Известно, что с увеличением расхода потока жидкости увеличивается частота колебаний потока жидкости, поэтому увеличить амплитуду колебаний пульсирующего потока жидкости при гидроразрыве пласта и соответственно перепад давлений в процессе гидроразрыва пласта можно, увеличив жесткость пружины 3 забойного пульсатора 1, и, наоборот, уменьшить амплитуду колебаний пульсирующего потока жидкости при гидроразрыве пласта 2 и соответственно перепад давлений можно, уменьшив жесткость пружины 3.It is known that with an increase in the flow rate of the fluid, the oscillation frequency of the fluid flow increases, therefore, it is possible to increase the oscillation amplitude of the pulsating fluid flow during hydraulic fracturing and, accordingly, the pressure drop during hydraulic fracturing by increasing the stiffness of the spring 3 of the downhole pulsator 1, and, conversely, reduce the amplitude of the fluctuating pulsating fluid flow during hydraulic fracturing of the formation 2 and, accordingly, the pressure drop is possible by reducing the stiffness of the spring 3.
В качестве забойного пульсатора 1 может применяться любое известное устройство, например, забойный пульсатор (патент на полезную модель RU №59782, МПК E21B 28/00; Е21В 43/25, опубл. 27.09.2010, бюл. 27), при этом подбирают пропускную способность Q1 и Q2 радиальных отверстий втулки 4 и корпуса 5 забойного пульсатора 1, также выбирают жесткость пружины 3 генератора импульсов 1 так, чтобы при определенном расходе жидкости и давления создать требуемую частоту колебаний и амплитуду импульсов, подбираемую при стендовых испытаниях.As a downhole pulsator 1, any known device can be used, for example, a downhole pulsator (patent for utility model RU No. 599782, IPC E21B 28/00; Е21В 43/25, published on 09/27/2010, Bull. 27), while selecting a throughput the ability of Q 1 and Q 2 of the radial holes of the sleeve 4 and the housing 5 of the downhole pulsator 1, also choose the stiffness of the spring 3 of the pulse generator 1 so that at a certain flow rate of liquid and pressure to create the required oscillation frequency and pulse amplitude selected during bench tests.
Например, давление раскрытия трещин терригенного пласта 2 составляет 25 МПа, которое определено путем предварительного проведения минифрака (минигидроразрыва) пласта 2. Тогда регулировкой жесткости пружины 3 на испытательном стенде (на фигуре не показан) устанавливаем амплитуду колебаний пульсирующего потока при создании трещины гидроразрыва в пласте 2, например, на 15% больше, чем давления раскрытия трещин, т.е. (15%)×20 МПа + 20 МПа = 23 МПа.For example, the crack opening pressure of the terrigenous layer 2 is 25 MPa, which is determined by first conducting a minifrack (mini-hydraulic fracturing) of the formation 2. Then, by adjusting the stiffness of the spring 3 on the test bench (not shown in the figure), we set the oscillation amplitude of the pulsating flow when creating a hydraulic fracture in the formation 2 , for example, 15% more than the crack opening pressure, i.e. (15%) × 20 MPa + 20 MPa = 23 MPa.
На устье скважины колонну НКТ 6 оснащают снизу вверх забойным пульсатором 1, сбивным клапаном 7 и пакером 7'.At the wellhead, the tubing string 6 is equipped from bottom to top with a downhole pulsator 1, a shut-off valve 7 and a packer 7 '.
Спускают колонну НКТ 6 в скважину 8, например эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, так, чтобы забойный пульсатор 1 размещался посередине пласта 2, подлежащего гидроразрыву, а пакер 7′ - над кровлей 9 пласта 2. Например, при высоте пласта Н=4 м забойный пульсатор размещают на расстоянии Н/2=4/2=2 м от кровли 9 пласта 2, а пакер 7′ размещают на 5 м выше кровли 9 пласта 2. Герметизируют затрубное пространство 10 скважины 8 посадкой пакера.The tubing string 6 is lowered into well 8, for example, a production string with a diameter of 168 mm, so that the downhole pulsator 1 is located in the middle of the formation 2 to be fractured, and the packer 7 ′ is located above the roof 9 of the formation 2. For example, when the formation height is H = 4 m, the bottomhole the pulsator is placed at a distance of N / 2 = 4/2 = 2 m from the roof 9 of the formation 2, and the packer 7 ′ is placed 5 m above the roof 9 of the formation 2. The annular space 10 of the well 8 is sealed by planting the packer.
В качестве пакера 7′ может использоваться пакер любой известной конструкции, например пакер ПРО-ЯМО с механической осевой установкой производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).As a packer 7 ′, a packer of any known design can be used, for example, a PRO-NMO packer with a mechanical axial installation manufactured by the Packer research and production company (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).
После чего на устье скважины 8 верхний конец колонны НКТ 6 герметизируют и снабжают ее трубной задвижкой 11, которую нагнетательной линией обвязывают с насосным агрегатом (на фигуре не показан), позволяющим создать вышеупомянутое давление, например, с цементировочным агрегатом ЦА-320М.Then, at the wellhead 8, the upper end of the tubing string 6 is sealed and equipped with a pipe valve 11, which is connected to the pump unit (not shown) by the injection line, which allows the creation of the aforementioned pressure, for example, with cementing unit ЦА-320М.
Далее определяют общий объем гелированной жидкости по формуле:Next, determine the total volume of the gelled liquid according to the formula:
Vг=K·Нп,V g = K · N p
где Vг - суммарный объем жидкости, м3;where V g is the total volume of liquid, m 3 ;
K - коэффициент перевода (K=11-12), м3/м;K - conversion factor (K = 11-12), m 3 / m;
Нп - высота интервала перфорации пласта, м.N p - the height of the interval of perforation of the reservoir, m
Например, высота интервала перфорации пласта 2 составляет 4 м.For example, the height of the perforation interval of formation 2 is 4 m.
Тогда, подставляя в формулу общий объем гелированной жидкости, получим:Then, substituting the total volume of the gelled liquid into the formula, we obtain:
Vг=(11-12 м3/м)·4 м = 44-48 м3.V g = (11-12 m 3 / m) · 4 m = 44-48 m 3 .
Примем общий объем гелированной жидкости, равным 45 м3.We take the total volume of the gelled liquid equal to 45 m 3 .
Далее делим общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых:Next, we divide the total volume of the gelled liquid into three equal parts, of which:
- 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и создания трещины разрыва 13 в пласте 2: Vг1=45 м3·1/3=15 м3; - 1/3 part - water-based gelled liquid for the formation and creation of fracture gap 13 in formation 2: V g1 = 45 m 3 · 1/3 = 15 m 3;
- 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта: Vг2=45 м3·1/3=15 м3; - 1/3 part - water-based gelled liquid - proppant carrier liquid: V g2 = 45 m 3 · 1/3 = 15 m 3;
- 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести: Vг3=45 м3·1/3=15 м3.- 1/3 part - gelled liquid based on marketable oil - carrier fluid of granular lime: V g3 = 45 m 3 · 1/3 = 15 m 3 .
На устье скважины 8 в емкости (на фигуре не показана) готовят гелированную жидкость на водной основе в объеме Vг1+Vг2=15 м3+15 м3=30 м3, которая имеет следующий компонентный состав на 1 м3 пресной воды плотностью ρ=1000 кг/м3:At the wellhead 8 in a tank (not shown in the figure), a water-based gelled liquid is prepared in a volume of V g1 + V g2 = 15 m 3 +15 m 3 = 30 m 3 , which has the following component composition per 1 m 3 of fresh water with a density ρ = 1000 kg / m 3 :
На устье скважины 8 во второй емкости (на фигуре не показан) готовят гелированную жидкость на основе товарной нефти в объеме Vг3=15 м3, которая имеет следующий компонентный состав на 1 м3 товарной нефти плотностью ρ=800 кг/м3:At the wellhead 8 in the second tank (not shown in the figure), a gelled liquid is prepared based on salable oil in a volume of V g3 = 15 m 3 , which has the following component composition per 1 m 3 of salable oil with a density ρ = 800 kg / m 3 :
Закрывают затрубную задвижку 12, открывают трубную задвижку 11 и по колонне НКТ 6 через забойный пульсатор 1 в пульсирующем режиме закачивают гелированную жидкость на водной основе в объеме Vг1=15 м3, при этом забойный пульсатор создает мгновенные импульсы в пласте 2, превышающие давление создания трещин разрыва (20 МПа), т.е. от нуля до 23 МПа, что приводит к образованию и развитию трещины разрыва 13 в пласте 2. После израсходования гелированной жидкости на водной основе в объеме Vг1=15 м3, не останавливая процесс ГРП, приступают к креплению трещины разрыва в пласте 2.Close the annular valve 12, open the valve 11 and through the tubing string 6 through the bottomhole pulsator 1 in a pulsed mode pump water-based gelled liquid in a volume of V g1 = 15 m 3 , while the bottomhole pulsator creates instantaneous pulses in the formation 2, exceeding the creation pressure fracture cracks (20 MPa), i.e. from zero to 23 MPa, which leads to the formation and development of fracture fracture 13 in reservoir 2. After the spent water-based gelled fluid is consumed in a volume of V g1 = 15 m 3 , without stopping the hydraulic fracturing process, they begin to fix the fracture fracture in reservoir 2.
Для крепления созданной трещины разрыва 13 в пульсирующем режиме по колонне НКТ 6 через забойный пульсатор 1 производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждого.To fix the created fracture gap 13 in a pulsating mode along the tubing string 6 through the bottomhole pulsator 1, alternating injection of granulated lime with a carrier fluid gelled liquid based on marketable oil and proppant with a carrier fluid gelled liquid on a water basis in 15 equal portions of each is performed.
Таким образом, каждая порция жидкости-носителя (гелированная жидкость на основе товарной нефти) составляет Vг3i=15 м3/15=1 м3, а каждая порция жидкости-носителя (гелированная жидкость на водной основе) составляет: Vг2i=15 м3/15=1 м3.Thus, each portion of the carrier fluid (gelled fluid for commercial oil based) is V g3i = 15 m 3/15 = 1 m 3, and each portion of the carrier fluid (gelled aqueous liquid) is: V g2i = 15 m 3/15 = 1 m 3.
Каждая из 15 равных порций жидкости-носителя (гелированной жидкости на основе товарной нефти) с гранулированной известью содержит Vг3i=1 м3 в которую добавлена гранулированная известь из расчета 800 кг/м3, т.е. по 1 м3·800 кг/м3=800 кг в каждой порции.Each of 15 equal portions of a carrier fluid (gelled liquid based on marketable oil) with granulated lime contains V g3i = 1 m 3 into which granulated lime is added at the rate of 800 kg / m 3 , i.e. 1 m 3 · 800 kg / m 3 = 800 kg in each serving.
При закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта. Таким образом, с 1 по 5 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 600 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(1-5)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·600 кг/м3=600 кг проппанта фракции 20/40 меш.When 15 equal portions of a gelled liquid based on a water-based proppant carrier are pumped, the proppant concentration and fraction are increased. Thus, from 1 to 5 servings, a carrier fluid (water-based gelled liquid) is pumped in at a concentration of 600 kg / m 3 proppant fraction 20/40 mesh. Those. one portion contains V g2 (1-5) = 1 m 3 carrier fluid (water-based gelled liquid), to which 1 m 3 · 600 kg / m 3 = 600 kg of proppant fraction of 20/40 mesh is added.
С 6 по 10 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 800 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(6-10)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·800 кг/м3=800 кг проппанта фракции 20/40 меш.From 6 to 10, a carrier fluid (water-based gelled liquid) with a concentration of 800 kg / m 3 proppant fraction of 20/40 mesh is pumped in a portion. Those. one portion contains V g2 (6-10) = 1 m 3 carrier fluid (gelled liquid based on water), to which 1 m 3 · 800 kg / m 3 = 800 kg of proppant fraction 20/40 mesh is added.
С 11 по 14 порцию закачивают жидкость-носителя (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 1000 кг/м3 проппанта фракции 20/40 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(11-15)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·1000 кг/м3=1000 кг проппанта фракции 20/40 меш.From 11 to 14, a carrier fluid (water-based gelled liquid) is pumped in at a concentration of 1000 kg / m 3 proppant fraction 20/40 mesh. Those. one portion contains V g2 (11-15) = 1 m 3 carrier fluid (gelled liquid based on water), to which 1 m 3 · 1000 kg / m 3 = 1000 kg of proppant fraction 20/40 mesh is added.
15 порцию закачивают жидкость-носитель (гелированную жидкость на водной основе) с концентрацией 1000 кг/м3 проппанта фракции 16/20 меш. Т.е. одна порция содержит Vг2(16)=1 м3 жидкости-носителя (гелированной жидкости на водной основе), в которую добавлено 1 м3·1000 кг/м3=1000 кг проппанта фракции 16/20 меш.A carrier liquid (water-based gelled liquid) with a concentration of 1000 kg / m 3 proppant fraction 16/20 mesh is pumped in a portion 15. Those. one portion contains V g2 (16) = 1 m 3 carrier fluid (gelled liquid based on water), to which 1 m 3 · 1000 kg / m 3 = 1000 kg of proppant fraction 16/20 mesh is added.
Используют проппант фракций 20/40 меш, который изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускают на Боровичевском комбинате огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).Use proppant fractions 20/40 mesh, which is manufactured according to GOST R 51761-2005 “Aluminosilicate proppants. Specifications ”and produced at the Borovichi Refractory Plant (Borovichi, Republic of Belarus).
Известь негашеная насыпная имеет физико-химические свойства, приведенные в таблицеBulk lime has physical and chemical properties listed in the table
По окончании закачки проппанта фракции 16/20 меш с жидкостью носителем (гелированной жидкостью на водной основе) производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора в качестве которой применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты (HCl) в объеме, равном закачанному в пласт жидкости-носителя гелированной жидкости на основе товарной нефти (Uг3=15 м3) для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля.Upon completion of the proppant injection of the 16/20 mesh fraction with the carrier fluid (water-based gelled liquid), the acid solution is injected in a pulsating mode, which is used as a 24% aqueous solution of hydrochloric acid (HCl) in an amount equal to the liquid injected into the reservoir - carrier gelled liquid based on marketable oil (U g3 = 15 m 3 ) for the decomposition of the resulting slaked lime and the destruction of the gel residues.
Использование забойного пульсатора 1 позволяет достичь улучшения конвекции жидкостей в трещине и конгломерации порций проппанта. Повышается эффективность проведения гидроразрыва пласта вследствие поочередной закачки проппанта и гранулированной извести, что создает в трещине гидроразрыва пласта ее неравномерное заполнение закачиваемыми составами.The use of a downhole pulsator 1 allows to improve the convection of liquids in the fracture and the conglomeration of portions of proppant. The efficiency of hydraulic fracturing is increased due to the alternate injection of proppant and granular lime, which creates uneven filling of the injected compositions in the hydraulic fracture.
Гранулированная известь, вступая в реакцию с водой, образует гашеную известь с выделением тепла:Granular lime, reacting with water, forms slaked lime with heat:
CaO+Н2О⇒Са(ОН)2+t°.CaO + Н 2 О⇒Са (ОН) 2 + t °.
Выделяющаяся температура повышает реакционную способность соляной кислоты и способствует лучшему разложению геля.The resulting temperature increases the reactivity of hydrochloric acid and contributes to better decomposition of the gel.
Закачиваемый 24%-ный водный раствор соляной кислоты разлагает гашеную известь на растворимый хлорид кальция и воду, а также способствует более полному разложению геля:The injected 24% aqueous hydrochloric acid solution decomposes slaked lime into soluble calcium chloride and water, and also contributes to a more complete decomposition of the gel:
Са(ОН)2+2HCl⇒CaCl2+H2O.Ca (OH) 2 + 2HCl⇒CaCl 2 + H 2 O.
Повышается эффективность проведения гидроразрыва пласта вследствие поочередной закачки проппанта и гранулированной извести, что создает в трещине гидроразрыва пласта ее неравномерное заполнение закачиваемыми составами.The efficiency of hydraulic fracturing is increased due to the alternate injection of proppant and granular lime, which creates uneven filling of the injected compositions in the hydraulic fracture.
После чего скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование 24%-ного водного раствора соляной кислоты.After that, the well is closed to wait for the pressure drop and the reaction of a 24% aqueous hydrochloric acid solution.
Стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта 2. Для этого с устья скважины 8 в колонну НКТ 6 сбрасывают груз, например кусок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м, который разрушает сбивной клапан 7, при этом отверстие разрушившегося сбивного клапана 7 гидравлически соединяется с призабойной зоной 16 пласта 2, т.е. ниже пакера 7′.The residual wellhead pressure is vented to atmospheric pressure, the wellhead is depressurized, and the well is mastered by swabbing along the tubing string until oil flows from reservoir 2. For this, a load is dropped from the wellhead 8 into the tubing string 6, for example, a piece of a rod with a diameter of 22 mm and a length of 1 m, which destroys knock-off valve 7, while the hole of the collapsed knock-off valve 7 is hydraulically connected to the bottom-hole zone 16 of the formation 2, i.e. below packer 7 ′.
После чего в колонну НКТ 4 спускают сваб на канате (на фиг. не показан) и с помощью геофизического подъемника, например, марки ПКС-5 производят освоение свабированием пласта 2 по колонне НКТ 4 через отверстие разрушившегося сбивного клапана 7 и призабойную зону 16.After that, a swab on a rope (not shown) is lowered into the tubing string 4 and, using a geophysical elevator, for example, PKS-5 grade, swab formation 2 is mastered through the tubing string 4 through the opening of the collapsed knockdown valve 7 and bottom-hole zone 16.
В процессе освоения скважины из трещины удаляются продукты реакции и разложивший гель. Таким образом, в результате растворения извести и выноса ее из трещины 13 между участками проппантной набивки 14 образуются высокопроводящие канала 15. После чего производят срыв пакера 7′ и поднимают колонну НКТ 6 из скважины 8.In the process of well development, reaction products and decomposed gel are removed from the fracture. Thus, as a result of the dissolution of lime and its removal from the fracture 13 between the sections of the proppant pack 14, highly conductive channels 15 are formed. After that, the packer 7 ′ is broken and the tubing string 6 is lifted from the well 8.
Предлагаемый способ гидроразрыва пласта позволяет:The proposed method of hydraulic fracturing allows you to:
- во-первых, создать высокопроводящие каналы в трещине между участками проппантной набивкой благодаря пульсирующей поочередной закачки проппанта и гранулированной извести с жидкостями-носителями;- firstly, to create highly conductive channels in the crack between the sections of the proppant packing due to the pulsating alternate injection of proppant and granular lime with carrier liquids;
- во-вторых, равномерно распределить проппант в трещине, исключить схлопывание трещины в верхней части из-за осаждения проппанта в нижнем участке трещины благодаря конвекции жидкостей в трещине;- secondly, evenly distribute the proppant in the fracture, to prevent collapse of the fracture in the upper part due to deposition of proppant in the lower portion of the fracture due to convection of liquids in the fracture;
- в-третьих, полностью разрушить гель в трещине благодаря реакции водного раствора соляной кислоты с известью с последующим освоением скважины свабированием до притока нефти, вследствие чего сохраняется проводимость проппантной пачки;- thirdly, to completely destroy the gel in the crack due to the reaction of an aqueous solution of hydrochloric acid with lime, followed by development of the well by swabbing until oil inflows, as a result of which the proppant pack conductivity is preserved;
- в-четвертых, упростить технологический процесс и снизить затраты на реализацию гидроразрыва пласта.- fourthly, to simplify the process and reduce costs for the implementation of hydraulic fracturing.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131825/03A RU2563901C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Formation hydraulic fracturing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131825/03A RU2563901C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Formation hydraulic fracturing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2563901C1 true RU2563901C1 (en) | 2015-09-27 |
Family
ID=54250855
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014131825/03A RU2563901C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Formation hydraulic fracturing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2563901C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723817C1 (en) * | 2019-08-08 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of oil, gas or gas-condensate formation |
| RU2816619C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU53363U1 (en) * | 2005-11-03 | 2006-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | BOTTOM PULSATOR |
| RU2453694C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
-
2014
- 2014-07-31 RU RU2014131825/03A patent/RU2563901C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU53363U1 (en) * | 2005-11-03 | 2006-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | BOTTOM PULSATOR |
| RU2453694C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| САЛИМОВ В.Г. и др. Гидравлический разрыв карбонатных пластов. - М., Нефтяное хозяйство, 2013, С.276-288 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723817C1 (en) * | 2019-08-08 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of oil, gas or gas-condensate formation |
| RU2816619C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2453695C1 (en) | Productive formation hydraulic fracturing method | |
| CN105275442B (en) | A kind of old well repeats transformation volume fracturing technique | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| 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 | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| US20140262285A1 (en) | Methods for fraccing oil and gas wells | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2541974C1 (en) | Well operation stimulation | |
| US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
| CN104612649A (en) | Method and device for fracturing and permeability and yield increasing of coal-bed gas well of low-pressure and low permeability reservoir by means of chemical permeability increasing | |
| RU2563901C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2583803C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| WO2015183249A1 (en) | Low residue, high salinity fracturing fluids | |
| RU2540712C1 (en) | Well operation stimulation | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2547191C1 (en) | Carbonate bed hydrofrac | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2622961C1 (en) | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing | |
| RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well |