RU2592582C1 - Method of hydraulic fracturing - Google Patents
Method of hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2592582C1 RU2592582C1 RU2015136423/03A RU2015136423A RU2592582C1 RU 2592582 C1 RU2592582 C1 RU 2592582C1 RU 2015136423/03 A RU2015136423/03 A RU 2015136423/03A RU 2015136423 A RU2015136423 A RU 2015136423A RU 2592582 C1 RU2592582 C1 RU 2592582C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- pipe string
- perforator
- pumping
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам гидравлического разрыва пласта, и способствует повышению продуктивности скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of hydraulic fracturing, and helps to increase the productivity of wells.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - С.333-343), заключающийся в первичном вскрытии пласта скважиной, вторичном вскрытии его перфорацией, нагнетании технологической жидкости при давлении, превышающем прочность пород призабойной зоны скважины, и образовании трещины, ее заполнении высокопроницаемым и механически прочным материалом-наполнителем, который уплотняется при снижении давления и сжатии трещины, при этом в скважине с глубиной выше 1500 м образуется вертикальная трещина, распространяющаяся в противоположных направлениях от ствола вглубь пласта и по вертикали, ее заполнение осуществляется текучей смесью технологической жидкости и наполнителя (песок, проппант). Давление начала разрыва пласта значительно превышает предельно допустимое давление в колонне скважины, поэтому продуктивный интервал изолируется пакером, разобщающим кольцевое пространство с низким давлением, сообщающиеся насосно-компрессорные трубы (НКТ) и забой с высоким давлением, поэтому создаваемая трещина проходит через продуктивный пласт и служит основным дренирующим пласт каналом.A known method of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) (a reference guide to the design of the development and operation of oil fields. Ed. Sh.K. Gimatudinova. - M .: Nedra, 1983. - S.333-343), which consists in the primary opening of the formation by a well , secondly opening it with perforation, pumping the process fluid at a pressure exceeding the rock strength of the bottomhole zone of the well, and the formation of a crack, its filling with a highly permeable and mechanically strong filler material, which is compacted with a decrease in pressure and compression TII crack, the downhole depth of 1500 m above the vertical crack is formed, propagating in opposite directions from the barrel into the formation and vertically, its filling fluid mixture is carried out of the process fluid and the filler (sand, proppant). The pressure at the beginning of the formation fracture significantly exceeds the maximum permissible pressure in the well string, therefore, the production interval is isolated by a packer separating the annular space with low pressure, communicating tubing and bottom with high pressure, therefore, the created fracture passes through the reservoir and serves as the main drainage channel.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;- firstly, the inability to control the stress state in the near-wellbore zone, since the rocks are under stress under the action of compressive forces, as a result of which the pores in the rock of the reservoir are compressed and the permeability of the reservoir is reduced;
- во-вторых, невозможность создания более одной трещины;- secondly, the inability to create more than one crack;
- в-третьих, сложность достижения равномерного заполнения трещины, неизбежность ее сужения при снижении давления и сжатии.- thirdly, the difficulty of achieving uniform filling of the crack, the inevitability of its narrowing with a decrease in pressure and compression.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2311528, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.11.2007, бюл. №33), включающий вскрытие пласта вертикальной или наклонной скважиной, размещение в ней в заданном интервале пласта гидромониторного инструмента с серией струйных насадок, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны, гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуются при давлении в обсадной колонне ниже бокового горного давления, а в качестве рабочей жидкости используют жидкость, родственную пластовой жидкости.Also known is a method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2311528, IPC ЕВВ 43/26, publ. 11/27/2007, bull. No. 33), which includes opening a reservoir with a vertical or inclined well, placing a hydraulic monitoring tool with a series of jet nozzles, injecting the working fluid through the jet nozzles of the hydraulic monitoring tool to form cavities in the formation, subsequent fracturing of the cavity from the cavities due to the braking pressure of the jet in them, using a hydraulic monitoring tool with a series of jet nozzles, located along the tool in two lines with a phasing of 180 ° and a distance between the nozzles in the line of no more than two casing diameters, the hydromonitor tool is rotated by a predetermined angle to change the direction of development of each subsequent crack, while cracks are formed at a pressure in the casing below the side rock pressure , and as a working fluid use a fluid related to the formation fluid.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;- firstly, the inability to control the stress state in the near-wellbore zone, since the rocks are under stress under the action of compressive forces, as a result of which the pores in the rock of the reservoir are compressed and the permeability of the reservoir is reduced;
- во-вторых, низкое качество вскрытия пласта вследствие его вторичной кольматации при образовании каверн в пласте струйными насадками гидромониторного инструмента без предварительной промывки скважины;- secondly, the low quality of the opening of the reservoir due to its secondary mudding during the formation of caverns in the reservoir by jet nozzles of a hydraulic monitoring tool without first flushing the well;
- в-третьих, низкая надежность ГРП, связанная с тем, что в процессе его проведения происходит неравномерное развитие двух трещин, что обусловлено наличием струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180°, это приводит к тому, что трещина преимущественно будет развиваться только в одном из направлений по пути наименьшего сопротивления, а также в процессе проведения ГРП в вертикальной скважине происходит растяжение колонны труб, обусловленное отсутствием пакера в скважине.- thirdly, the low reliability of hydraulic fracturing, due to the fact that during its implementation there is an uneven development of two cracks, due to the presence of jet nozzles located along the tool in two lines with a phasing of 180 °, this leads to the fact that the crack will mainly to develop only in one of the directions along the path of least resistance, and also in the process of hydraulic fracturing in a vertical well, the pipe string is stretched due to the absence of a packer in the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2538009, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.01.2015 г., бюл. №1), включающий вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для прорезания эксплуатационной колонны в скважине и образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента с расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны, гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуют при давлении нагнетания рабочей жидкости в обсадной колонне ниже бокового горного давления, перед спуском колонны труб в скважину на нижний конец гидромониторного инструмента устанавливают поворотное устройство и механический пакер, спускают колонну труб в скважину до тех пор, пока гидромониторная насадка не разместится напротив заданного интервала пласта, подлежащего гидравлическому разрыву, производят посадку механического пакера, определяют объем рабочей жидкости для создания и развития трещин, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, при этом с целью компенсации утечек и расклинивания трещин в пласте в процессе гидравлического разрыва пласта применяют кислоту в объеме, равном 20% от объема рабочей жидкости, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через гидромониторный инструмент в каверну до создания трещины разрыва, после чего в заколонное пространство скважины начинают закачивать кислоту с целью компенсации утечек и расклинивания трещины, при этом закачку жидкости по колонне труб продолжают, при этом давление закачки кислоты в заколонное пространство скважины составляет 85% от давления, создаваемого в колонне труб в процессе развития трещины, по окончании развития трещины и расклинивания трещины в одном направлении приподнимают колонну труб на 1 м, поворачивают колонну труб на угол, соответствующий направлению формирования следующей трещины, и опускают, затем повторяют технологические операции, начиная с закачки жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, количество поворотов колонны труб соответствует количеству направлений трещин, создаваемых в данном интервале пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2538009, IPC ЕВВ 43/267, published January 10, 2015, bull. No. 1), which includes opening the formation with a vertical well, lowering into the well on the column pipes of a hydraulic monitoring tool with an even number of jet nozzles and placing it in a predetermined interval of the formation, pumping working fluid through the jet nozzles of a hydraulic monitoring tool to cut the production string in the well and form cavities in the formation, followed by a hole in the cavity from cavities due to the braking pressure of the jet in them, using a hydromonitor tool with a series of jet nozzles located along the instrument with a distance between the nozzles in the line of no more than two casing string diameters, the hydromonitor tool is rotated by a predetermined angle to change the direction of development of each subsequent cracks, while cracks form when the working fluid injection pressure in the casing is lower than the side rock pressure, before the pipe string is lowered into the borehole A hydraulic monitor tool is installed with a rotary device and a mechanical packer, the pipe string is lowered into the well until the hydraulic nozzle is placed opposite the specified interval of the formation to be hydraulically fractured, the mechanical packer is planted, the volume of the working fluid for creating and developing cracks is determined, and injection is performed working fluid along the pipe string through the jet nozzles of the hydraulic monitoring tool for the formation of caverns in the reservoir, while compensating for leaks and p wedging cracks in the formation during hydraulic fracturing apply acid in an amount equal to 20% of the volume of the working fluid, pump the working fluid through the pipe string through a hydraulic monitoring tool into the cavity to create a fracture fracture, after which acid is injected into the annulus of the well to compensation for leaks and wedging of the crack, while the fluid injection through the pipe string is continued, while the pressure of acid injection into the annulus of the well is 85% of the pressure at the end of the development of the crack and the crack is wedged out in one direction, raise the pipe string by 1 m, turn the pipe string by an angle corresponding to the direction of formation of the next crack, and lower it, then repeat the technological operations, starting with the injection of fluid through jet nozzles of a hydromonitor tool to form cavities in the formation, the number of turns of the pipe string corresponds to the number of directions of cracks created in this interval of the formation but.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, невозможность управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, поскольку горные породы под действием сжимающих сил находятся в напряженном состоянии, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта сжимаются и проницаемость продуктивного пласта снижается;- firstly, the inability to control the stress state in the near-wellbore zone, since the rocks are under stress under the action of compressive forces, as a result of which the pores in the rock of the reservoir are compressed and the permeability of the reservoir is reduced;
- во-вторых, низкое качество вскрытия пласта вследствие его вторичной кольматации при образовании каверн в пласте струйными насадками гидромониторного инструмента без предварительной промывки скважины;- secondly, the low quality of the opening of the reservoir due to its secondary mudding during the formation of caverns in the reservoir by jet nozzles of a hydraulic monitoring tool without first flushing the well;
- в-третьих, ограниченные технологические возможности реализации способа (только в карбонатных коллекторах), поскольку невозможно закрепить образованные трещины проппантом.- thirdly, the limited technological capabilities of the method (only in carbonate reservoirs), since it is impossible to fix the formed cracks with proppant.
Техническими задачами предложения являются создание условий контроля управления напряженным состоянием в прискважинной зоне, повышение качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и расширение технологических возможностей реализации способа.The technical objectives of the proposal are to create conditions for controlling stress state management in the near-wellbore zone, to improve the quality of the secondary opening of the reservoir and to expand the technological capabilities of the method.
Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта, прорезание эксплуатационной колонны скважины и проведение гидравлического разрыва пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб.The tasks are solved by the method of hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, including opening a formation by a vertical well, lowering the pipe string into the well to the interval of the formation, cutting the production casing of the well and conducting hydraulic fracturing by pumping the fracturing fluid along the pipe string.
Новым является то, что на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта, производят обратную промывку в полуторократном объеме скважины, затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины, после чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва, после образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м3, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, по окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины.What is new is that at the wellhead the lower end of the pipe string is equipped with a slotted perforator with a check valve from the bottom and lowered into the well in the interval of the formation, backwashed in one and a half times the volume of the well, then the production casing of the well is cut through the slotted puncher with an azimuth orientation of maximum voltage and in the interval between the sole and the roof of the formation, two opposed slots with a diameter of up to 1.5 m and a slit height of 0.2-0.25 of the diameter of the well are created, after which in the formation between the slits through a slotted perforation Rathore injection of fracturing fluid through the pipe string to operate the PIU formation fracture cracks after the formation fracture cracks produce cracks fastening ultralight proppant density 1200-1250 kg / m 3, wherein the injection fluid by rupture of a pipe string through slot perforator continued while wellbore annulus into the space ultralight proppant is injected under pressure not exceeding allowable on the well walls; upon completion of the crack attachment, the pipe string with a slotted perforator and non-return valve is removed from the well.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе выполнения оппозитных щелей с помощью щелевого перфоратора.In FIG. 1 schematically depicts the proposed method in the process of performing opposed slots using a slotted punch.
На фиг. 2 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП посредством щелевого перфоратора.In FIG. 2 schematically shows the proposed method in the process of hydraulic fracturing by means of a slotted perforator.
На фиг. 3 схематично изображены оппозитные щели, выполненные в интервале подошвы и кровли пласта.In FIG. 3 schematically shows the opposite slots made in the interval of the sole and roof of the formation.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Вскрывают продуктивный пласт 1 вертикальной скважиной 2 (см. фиг. 1). На устье скважины 2 нижний конец колонны труб 3 оснащают щелевым перфоратором 4 с обратным клапаном 5 снизу и спускают в скважину 2 в интервал пласта 1.The
Производят обратную промывку скважины в полуторократном объеме, например, 25 м3, при этом подачу промывочной жидкости производят с устья в заколонное пространство 6 скважины 2, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан 5 и щелевой перфоратор 4 по колонне труб 3.The backwash of the well is carried out in a volume of one and a half times, for example, 25 m 3 , while the flow of flushing fluid is carried out from the mouth into the
Обратная промывка скважины, проводимая непосредственно перед щелевой перфорацией, позволяет исключить вторичную кольматацию пласта в процессе щелевой перфорации, что исключает ухудшение коллекторских свойств пласта в призабойной зоне.The backwash of the well, carried out immediately before the slit perforation, eliminates the secondary mudding of the formation during the slotted perforation, which eliminates the deterioration of the reservoir properties of the formation in the bottomhole zone.
Посредством щелевого перфоратора 4 с ориентировкой по азимуту максимального напряжения - σмax прорезают эксплуатационную колонну скважины 2 и создают в интервале подошвы 7 и кровли 8 пласта 1 по две оппозитные (диаметрально противоположно расположенные) щели 9′ и 9′′, а также 10′ и 10′′ соответственно диаметром D до 1,5 м (см. фиг. 3) и высотой щели d2=(0,2-0,25)·d1, где d1 - диаметр скважины 2 (см. фиг. 1).By means of a
Оппозитные щели 9′, 9′′ и 10′, 10′′ создают путем одновременной подачи жидкости в колонну труб 3 и реверсивным угловым вращением с устья скважины 2 колонны труб 3 с щелевым перфоратором 4, оснащенным двумя диаметрально противоположно размещенными насадками (на фиг. 1 и 2 показано условно), на расчетный угол, например, 150° (см. фиг. 3) с угловой скоростью 5-10 об/мин.
В качестве щелевого перфоратора применяют любое известное устройство, обеспечивающее прорезание эксплуатационной колонны скважины 2 с последующим созданием щелей 9′ и 9′′, а также 10′ и 10′′ в породе пласта 1 под действием давления жидкости до диаметра D=1,5 м (см. фиг. 1 и 3) и высотой щели d2=(0,2-0,25)·d1.As a slotted perforator, any known device is used to cut the production casing of a
Геометрия каждой щели определяется в зависимости от геологических условий и направления максимального напряжений - σмах до вскрытия пласта 1 опытным путем.The geometry of each gap is determined depending on the geological conditions and the direction of maximum stresses - σ max before opening the
При одновременном формировании двух диаметрально расположенных щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ снимаются кольцевые сжимающие напряжения металла эксплуатационной колонны скважины 2, что полностью исключает возможность смыкания сформированных щелей.With the simultaneous formation of two diametrically located
Создание параллельных по отношению друг к другу двух щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ приводит к перераспределению напряжений, а именно к трансформации сжимающих сил в растягивающие, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта в прискважинной зоне раскрываются и проницаемость продуктивного пласта увеличивается.The creation of two
Проведение ГРП в пласте 1 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ приводит как к увеличению производительности скважины, так и продолжительности эффекта повышения продуктивности скважины от щелевой разгрузки пласта, также увеличивается коэффициент проницаемости пласта за счет изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне. Кроме того, за счет создания щелей в прискважинной зоне увеличивается коэффициент гидродинамического совершенства скважины.Conducting hydraulic fracturing in
Производят обратную промывку скважины от заколонного кольматанта, осевшего в скважине после создания щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′, например, в двукратном объеме, равном 33 м3, при этом подачу промывочной жидкости производят с устья в межколонное пространство 6 скважины 2, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан 5 и щелевой перфоратор 4 по колонне труб 3.The backwash of the well is carried out from the annular collimator settled in the well after creating
Далее в пласте 1 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ (см. фиг. 2) через щелевой перфоратор 4 закачкой жидкости разрыва по колонне труб 3 выполняют ГРП с образованием трещин разрыва 11. Подачей жидкости разрыва в колонну НКТ 3 через насадки щелевого перфоратора 4 прорезают эксплуатационную колонну и образуют трещины разрыва 11 в направлении максимального напряжения - σмах. После образования трещин разрыва 11 производят крепление трещин 11 проппантом 12. В качестве проппанта используют сверхлегкий проппант плотностью 1200-1250 кг/м3.Further, in the
Как показали исследования, проводимость частичного монослоя сверхлегкого проппанта плотностью 1200-1250 кг/м3 превосходит проводимость пяти слоев кварцевого песка 20/40 меш (фракционный состав песка). Данный факт позволяет установить, что при закачке гораздо меньших объемов сверхлегких проппантов можно создать трещину с большей проводимостью, чем если бы в качестве проппанта использовался кварцевый песок. Меньшие объемы закачки сверхлегкого проппанта для образования в трещине структуры частичного монослоя позволяют сэкономить на реагентах, необходимых для проведения гидроразрыва, снизить скорость закачки, сократить продолжительность проведения работ.Studies have shown that the conductivity of a partial monolayer of ultralight proppant with a density of 1200-1250 kg / m 3 exceeds the conductivity of five layers of quartz sand 20/40 mesh (fractional composition of sand). This fact allows us to establish that when injecting much smaller volumes of ultralight proppants, a crack with a higher conductivity can be created than if quartz sand were used as proppant. Smaller injection volumes of ultralight proppant to form a partial monolayer in the fracture can save on reagents needed for hydraulic fracturing, reduce injection speed, and reduce the duration of work.
Закачку жидкости разрыва по колонне труб 3 через щелевой перфоратор 4 продолжают и одновременно в заколонное пространство 6 скважины 2 производят закачку проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, например, 9,0 МПа.The fracture fluid is injected along the
После проведения ГРП с образованием трещин разрыва 11 и заполнения их сверхлегким проппантом 12 между щелями 9′, 9′′ и 10′, 10′′ происходит увеличение производительности скважины и продолжительности эффекта от ГРП, что связано с щелевой разгрузкой пласта 1 в прискважинной зоне, а также увеличивается коэффициент проницаемости пласта 1 за счет изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне.After hydraulic fracturing with the formation of
Кроме того, за счет создания щелей 9′, 9′′ и 10′, 10′′ в прискважинной зоне увеличивается коэффициент гидродинамического совершенства скважины.In addition, by creating
По окончании крепления трещин колонну труб 3 с щелевым перфоратором 4 и обратным клапаном 5 извлекают из скважины 2.At the end of the mounting of the cracks, the
Предлагаемый способ ГРП позволяет:The proposed method of hydraulic fracturing allows you to:
- управлять напряженным состоянием в прискважинной зоне;- manage the stress state in the near-wellbore zone;
- повысить качество вторичного вскрытия продуктивного пласта;- improve the quality of the secondary opening of the reservoir;
- расширить технологические возможности реализации способа.- expand the technological capabilities of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015136423/03A RU2592582C1 (en) | 2015-08-27 | 2015-08-27 | Method of hydraulic fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015136423/03A RU2592582C1 (en) | 2015-08-27 | 2015-08-27 | Method of hydraulic fracturing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2592582C1 true RU2592582C1 (en) | 2016-07-27 |
Family
ID=56556944
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015136423/03A RU2592582C1 (en) | 2015-08-27 | 2015-08-27 | Method of hydraulic fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2592582C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
| RU187392U1 (en) * | 2018-10-15 | 2019-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | The arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing |
| RU2737455C1 (en) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges |
| RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
| RU2180038C2 (en) * | 2000-05-22 | 2002-02-27 | Саркисов Николай Михайлович | Gear for slot perforation of casing string |
| WO2006092628A1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing method providing simultaneous flow back |
| RU2311528C2 (en) * | 2006-01-10 | 2007-11-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for hydraulic reservoir fracturing |
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2485296C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation |
-
2015
- 2015-08-27 RU RU2015136423/03A patent/RU2592582C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
| RU2180038C2 (en) * | 2000-05-22 | 2002-02-27 | Саркисов Николай Михайлович | Gear for slot perforation of casing string |
| WO2006092628A1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing method providing simultaneous flow back |
| RU2311528C2 (en) * | 2006-01-10 | 2007-11-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for hydraulic reservoir fracturing |
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2485296C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667171C1 (en) * | 2017-12-04 | 2018-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НЕККО" | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
| RU187392U1 (en) * | 2018-10-15 | 2019-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | The arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing |
| RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
| RU2737455C1 (en) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9784085B2 (en) | Method for transverse fracturing of a subterranean formation | |
| US5947200A (en) | Method for fracturing different zones from a single wellbore | |
| US7278486B2 (en) | Fracturing method providing simultaneous flow back | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| US9328600B2 (en) | Double hydraulic fracturing methods | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US20180073341A1 (en) | System For Inhibiting Flow Of Fracturing Fluid In An Offset Wellbore | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method |