RU2682391C1 - Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2682391C1 RU2682391C1 RU2018100447A RU2018100447A RU2682391C1 RU 2682391 C1 RU2682391 C1 RU 2682391C1 RU 2018100447 A RU2018100447 A RU 2018100447A RU 2018100447 A RU2018100447 A RU 2018100447A RU 2682391 C1 RU2682391 C1 RU 2682391C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- interval
- formation
- hydraulic fracturing
- pipe
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 7
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000004746 geotextile Substances 0.000 claims description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000013521 mastic Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K17/00—Safety valves; Equalising valves, e.g. pressure relief valves
- F16K17/02—Safety valves; Equalising valves, e.g. pressure relief valves opening on surplus pressure on one side; closing on insufficient pressure on one side
- F16K17/14—Safety valves; Equalising valves, e.g. pressure relief valves opening on surplus pressure on one side; closing on insufficient pressure on one side with fracturing member
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин. Способ заключается в том, что определяют интервалы продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин, спускают эксплуатационную колонну и проводят поинтервальный гидроразрыв пласта. Согласно изобретению эксплуатационная колонна комплектуется разрывными патрубками с ослабленным продольным сечением, а спуск эксплуатационной колонны с разрывными патрубками коррелируют по результатам геофизических исследований, по которым определяют интервалы для образования трещин в массиве продуктивного пласта. После спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в скважину с разрывными патрубками производят ее цементирование и заключительные работы, а далее в скважину спускают компоновку насосно-компрессорных труб с селективным пакером в намеченный интервал стимулирования массива продуктивного пласта и после посадки пакера и подачи технологической жидкости в его компоновку под избыточным давлением разрывают тело патрубка на участке его ослабленного продольного сечения с образованием в нем технологически необходимой щели. Затем выполняют гидроразрыв намеченного интервала продуктивного пласта с закачкой расклинивающего материала, например проппанта. Также раскрыто устройство для осуществления способа. Технический результат заключается в повышении эффективности МГРП. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относятся к нефтегазовой промышленности, а именно, к технологии и технике поинтервального гидроразрыва пласта (ГРП). Технические решения могут быть применимы в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, а также в скважинах с горизонтальным окончанием стволов. В последние два десятилетия мировой практике добычи нефти реализованы десятки технологий, направленных на интенсификацию добычи углеводородов (нефть, газ) из продуктивных пластов со сложным геологическим строением и низкими коллекторскими свойствами, в частности, с применением технологии многостадийного МГРП [1].
Известен способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) по патенту RU 262799 Е21В 43/16. Однако технология его применения связана с большими затратами времени на проведение отдельных стадий ГРП и требует дополнительных материальных и трудовых затрат.
Известны способы проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах, активно используемые ОАО «Газпромнефть» [2], с использованием растворимых шаров и сдвижных муфт по технологии компании Шлюмберже. Количество стадий (мест разрыва пласта) в настоящее время известно более десяти. Недостатком известного способа является ограниченность стадий ГРП вызванных применением уникальных сертифицированных шаров, длительность процесса, а также привлечение для работ в отечественном нефтегазовом комплексе иностранной техники и технологий.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания строительства горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического пласта (патент RU 2564316, МПК Е21В 43/02, опубл. 07.09. 2016 г.). Способ включает бурение горизонтальной скважины, с последующим спуском эксплуатационной колонны с фильтрами, оснащенным растворяемыми заглушками и водонабухающими пакерами, цементируют кольцевое пространство скважины, а затем заглушки растворяют химическими составами и производят гидроразрыв пласта.
Недостатком известного способа является длительность процесса проведение каждого этапа ГРП, связанного с необходимостью растворения заглушек, а также дополнительного использования заколонных нефтенабухающих пакеров и фильтров.
Цель изобретения - повышение эффективности работ по увеличению охвата продуктивного пласта гидродинамическим воздействием путем создания уплотненных, чередующихся трещин гидроразрыва в скважине, а также сокращение затрат времени на проведение технологических операций ГРП в горизонтальных интервалах нефтяных и газовых скважинах.
Указанная цель достигается тем, что, в пробуренной до проектной глубины скважине, с горизонтальным окончанием, или в боковом стволе скважины, геофизическими методами определяют интервалы (зоны) продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин ГРП, а затем спускают обсадные трубы или хвостовик, с разрывными патрубками длиной (l1), на наружной стороне которых выполнены продольные пазы, с расчетными значениями глубины (h) паза и его ширины (Δ) в основании опасного сечения патрубка, толщины «шейки» (α) опасного сечения патрубка и ее длины (l), причем паз и наружная поверхность патрубка эксплуатационной колонны на длине (l2), покрыта вязкой композицией толщиной β, например, хрупким битумом, и облицована тонким износостойким материалом, например, геотканью, при этом глубину спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в компоновке с разрывными патрубками, коррелируют с интервалами, требующими стимуляции гидроразрывом пласта. Глубину (h) паза на патрубке выполняют с учетом ожидаемого давления гидроразрыва (Ргр) пласта на участке стимуляции и расчетного значения толщины (α) «шейки» живого сечения разрывного патрубка, которая образованна продольным пазом: h=S-α, где S - толщина стенки патрубка, а значение толщины «шейки» (α) живого сечения определяют из выражения α=0,4⋅Pгр⋅d/σпр; где: d - внутренний диаметр патрубка эксплуатационной колонны; σпр - предел прочности материала патрубка. Длину (l) паза ослабленного сечения разрывного патрубка принимают из условия l≥4d. Ширина паза (Δ) для образования шейки опасного сечения разрывного патрубка принимается из условия α<Δ<1,2⋅α. После цементирования эксплуатационной колонны (хвостовика), по известной технологии, в эксплуатационную колонну спускают «селективный пакер» в нижний интервал проведения ГРП, с размещением верхнего и нижнего пакерующих элементов и якорей симметрично ослабленному продольным пазам сечению разрывного патрубка. Путем создания внутреннего избыточного давления (Ризб) в межпакерной зоне, с использованием технологической жидкости, производят разрыв «шейки» на ширине (Δ) ослабленного сечения (α), с образованием продольной щели на длине паза l. Повышая давление в линии нагнетания и межпакерной области селективного пакера до (Ргр), производят гидроразрыв горного массива нижнего интервала продуктивного пласта, с последующей закачкой жидкости-песконосителя, с расклинивающим материалом, например, проппантом. Наружную поверхность разрывного патрубка перед спуском в скважину на длине паза (l2) покрывают композицией, например, хрупким битумом, толщиной β=(4÷6)мм, а затем на его наружную наклеивают мягкую пористую оболочку из износостойкого материала на основе ароматических полимеров, например, геоткань. После проведения ГРП по известной технологии на первом (нижнем) интервале продуктивного пласта, селективный пакет перемещают на очередной ближайший интервал и проводят очередной этап ГРП.
Новым является то, что по предложенной технологии и технике возможен выбор и проведение ГРП с уплотнением интервалов (n) разрыва с плотностью n=(0,1÷1) на один метр ствола горизонтального участка. Например, для бокового ствола протяженностью 200 м, с выявленными признаками нефтенасыщенности, можно запроектировать и выполнить до 100 интервалов ГРП. При этом объем расклинивающего материала (проппанта) для каждого интервала проведения ГРП (по сравнению с известными технологиями) может быть снижен на порядок. Отдельные интервалы продуктивного пласта (по предлагаемой технологии) могут быть пропущены, например, ГРП проводиться в «шахматном» порядке, а их подключение в процесс ГРП отложен на другое время. Эксплуатационная колонна, а также охватывающее ее цементное кольцо в скважине по предложенной технологии повреждается в меньшей степени, чем при использовании известных технологий вторичного вскрытия, например, кумулятивными перфораторами. По предложенной технологии следует ожидать возможность проведения ГРП на залежах нефти и газа с малыми толщинами продуктивного пласта, а также увеличения охвата продуктивного пласта сетью трещин и, следовательно, гидродинамическим воздействием при разработке залежи вытесняющими агентами и повышение коэффициента извлечения нефти.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины с горизонтальным окончанием в разрезе. На фиг. 2 приведен фрагмент скважины с размещением в ее стволе «селективного» пакера. На фиг. 3 приведена схема разрывного патрубка перед спуском в скважину. На фиг. 4 приведен фрагмент сечения разрывного патрубка с продольным пазом. На фиг. 5 приведен фрагмент сечения патрубка после разрыва «шейки» опасного сечения патрубка. На фиг. 6 приведена схема трещины ГРП.
Предлагаемый способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважинах и устройство для его осуществления может быть реализован, с применением следующих технически связанных между собой конструктивных и технологических решений.
В скважину фиг. 1, с горизонтальным окончанием 1 и продуктивным нефтенасыщенным пластом 2, спущена эксплуатационная колонна 3, с состав которой входят разрывные патрубки 4, ограниченной длины. Эксплуатационная колонна оснащена равномерно-распределенными по длине центраторами 5 и залита до устья скважины цементным раствором 6. Эксплуатационная колонна и разрывные патрубки 6 соединены между собой резьбовыми муфтами 7. Разрывные патрубки 4 снабжены бандажом 8, например, из хрупкого битума марки Г [3] или битумно-резиновой изоляцией [4].
Исходное состояние скважины перед ГРП показано на фиг. 2. Пакер, с селективной функцией, включает верхнее пакерующее устройство 9, с якорем 10 и нижнее пакерующее устройство 11, с якорем 12. Между ними размещен подгонный инструмент 13 с боковыми каналами 14 для выхода технологической жидкости.
На фиг. 3 изображена схема разрывного патрубка 4 длиной l1, на котором показан бандаж 8, имеющий участок покрытия длиной l2, паз 15 длиной l, наружный диаметр D соединительной муфты, наружный диаметр D1 патрубка по наружному диаметру бандажа 8, толщина стенки разрывного патрубка S, толщина бандажного покрытия β и оболочка 16 из износостойкого материала.
На фиг. 4 показано сечение А-А стенки разрывного патрубка 4 с пазом на внешней стенке патрубка 17 трапецеидальной формы, заполненном битумом и размером его глубины h, «шейки» живого сечения (α) разрывного патрубка, ширина (Δ) паза по опасному сечению стенки патрубка, а также толщина стенки разрывного патрубка S.
На фиг. 5 показано сечение А-А стенки разрывного патрубка 4 на участке продольного паза после разрушения «шейки» опасного сечения внутренним давлением и щелевидный канал, размером Δ1.
На фиг. 6 показан поперечный разрез Б-Б горизонтального участка ствола скважины, с моделью трещины 18 в массиве продуктивного пласта 2.
Предлагаемый способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине включает следующие существенные технологические операции. В пробуренной до проектной глубины скважине, с горизонтальным окончанием, или в боковом стволе скважины, геофизическими методами определяют интервалы (зоны) продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин ГРП, а затем спускают трубы эксплуатационной колонны, которая при спуске комплектуется (разрывными) патрубками (фиг. 3), на наружной стороне которых выполнены продольные пазы, с нанесенными на их наружную поверхность бандажей. При этом глубину спуска эксплуатационной колонны и разрывных патрубков предварительно коррелируют с результатами геофизических исследований, с выявлением зон (интервалов), благоприятных для образования трещин, в массиве продуктивного пласта. После спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в скважину с разрывными патрубками производят ее цементирование, а также другие заключительные работы по общепринятой технологии.
После цементирования эксплуатационной колонны (хвостовика), в эксплуатационную колонну спускают «селективный» пакер, в нижний интервал проведения ГРП, с размещением верхнего и нижнего пакерующих элементов и якорей симметрично ослабленному продольным пазам в сечению разрывного патрубка. Путем создания внутреннего избыточного давления (Ризб) в межпакерной зоне, стенка эксплуатационной колонны и разрывного пакера будет испытывать окружные напряжения (σt) и радиальные перемещения (w). Оценку этих значений можно получить при использовании формул из [5],
где: Р - внутреннее давление;
R - внутренний радиус трубы;
s - толщина стенки трубы.
где: Е - модуль упругости (2,1⋅106) кг/см2)
μ - коэффициент Пуассона для стали - 0,25.
Если принять, что образование трещины (разрушение стенки патрубка) должно происходить при заданном внутренним избыточном давлении (Рвн.з.), то с учетом формулы (1) можно оценить толщину (α) стенки трубы в опасном сечении заменив при этом (s) на (α), a σt на σв - предел прочности при растяжении материала трубы (временное сопротивление). В результате этой замены, получим следующее выражение,
Например 1. Разрывные патрубки изготовлены из обсадных труб 146×8-К по ГОСТ 633-80 имеют σв=7000 кгс/см2 [6], а внутреннее избыточное давление (Рвн.з), будем принимать как 75% от давления (Ргр) гидроразрыва пласта, R=65 мм. Принимая Ргр=50 МПа (500 кг/см2) и подставляя принятые выше значения в формулу (3), определим значение (α) для опасного сечения патрубка.
α=0,75⋅500⋅65/7000=3,48 мм.
Например 2. Разрывные патрубки изготовлены из труб 102×6,5-К по ГОСТ 633-80 имеют σв=7000 кгс/см2 [4], а внутреннее избыточное давление (Рвн.з.), будем принимать, как 75% от давления (Ргр) гидроразрыва пласта, R=44,5 мм. Принимая Ргр=50 МПа (500 кг/см2) и подставляя принятые выше значения в формулу (3), определим значение (α) для опасного сечения патрубка.
α=0,75⋅500⋅44,5/7000=2,34 мм.
В процессе увеличения перепада давления в межпакерной зоне и затрубным пространством разрывного патрубка будут происходить изменения наружного диаметра патрубка в области его ослабленного пазом сечения. Проведем предварительную оценку этих изменений по формуле (2) для патрубков, принятых в первом и втором примерах:
W1=0,75⋅500⋅652 (1-(0,25/2))/2⋅2,1⋅106⋅8=0,0825 мм
W2=0,75⋅500⋅44,52 (1-(0,25/2))/2⋅2,1⋅106⋅6,5=0,055 мм.
Процесс разрушения опасного сечения патрубка и развитие (расширение) щели до Δ1 (фиг. 5) разрывного патрубка проходит в сложных условиях (трижды статически неопределимой системы [5]), не описан в технической литературе и не может быть теоретически просчитан для предлагаемого способа. Следовательно, предложенное техническое решение, направленное на проведение поинтервального гидроразрыва пласта отвечает критерию «изобретательский уровень» и критерию «новизна».
Бандаж 8, из твердо-пластичного материала, например, из «хрупкого битума», с нанесенным на его наружную поверхность износостойким материалом, позволит после спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования сохранить кольцо вокруг разрывного патрубка из деформируемого материала и будет способствовать раскрытию щели на разрывном патрубке 4 до технологически необходимых размеров (Δ1). Повышая давление в линии нагнетания и межпакерной области «селективного» пакера до Ргр, производят гидроразрыв горного массива нижнего интервала продуктивного пласта с последующей закачкой жидкости-песконосителя, с расклинивающим материалом, например, проппантом. После проведения первого этапа ГРП по известной технологии на нижнем интервале продуктивного пласта, селективный пакер перемещают на ближайший интервал и проводят очередной этап ГРП. Кольцевое пространство скважины промывают технологической жидкостью.
Список литературы:
1. Проскурин В.А. Совершенствование технологий мнгостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Кандидатская диссертация. Уфа, 2013 г.
2. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпромнефть».// Нефтяное хозяйство. - 2012 - №12 с. 59-61.
3. ГОСТ 21822-87 Битумы нефтяные хрупкие. Технические условия.
4. ГОСТ 15836-79 Мастика битумно-резиновая изоляция. Технические условия.
5. Справочник по сопротивлению материалов /Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В./ Киев: Наук, думка, 1988. - 736 с.с. 431.
6. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. М., «Недра», 1976. Авт. Сароян А.Е. и др.
Claims (7)
1. Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине, заключающийся в том, что в скважине с горизонтальным окончанием или в боковом стволе скважины геофизическими методами определяют интервалы продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин, спускают эксплуатационную колонну и проводят поинтервальный гидроразрыв пласта, отличающийся тем, что эксплуатационная колонна комплектуется разрывными патрубками с ослабленным продольным сечением, а спуск эксплуатационной колонны с разрывными патрубками коррелируют по результатам геофизических исследований, по которым определяют интервалы для образования трещин в массиве продуктивного пласта, а после спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в скважину с разрывными патрубками производят ее цементирование и заключительные работы, а далее в скважину спускают компоновку насосно-компрессорных труб с селективным пакером в намеченный интервал стимулирования массива продуктивного пласта и после посадки пакера и подачи технологической жидкости в его компоновку под избыточным давлением разрывают тело патрубка на участке его ослабленного продольного сечения с образованием в нем технологически необходимой щели, а затем выполняют гидроразрыв намеченного интервала продуктивного пласта с закачкой расклинивающего материала, например проппанта.
2. Устройство для проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине, включающее эксплуатационную колонну труб, отличающееся тем, что в эксплуатационную колонну на участках стимуляции массива продуктивного пласта включены патрубки, на наружной стороне которых выполнены продольные пазы обоснованных размеров, ослабляющих сечение патрубков и их несущую способность, а наружная поверхность патрубка на участке продольного паза снабжена бандажом из вязкопластичного материала, например хрупкого битума, и покрыта износостойким материалом, например геотканью.
3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что длину 
продольного паза на патрубке принимают из условия 
а значение толщины опасного сечения (α) патрубка принимают из выражения α=0,4⋅Ргр⋅d/σпр; при этом ширину паза для формирования опасного сечения тела трубы (α) принимают из выражения α<Δ<1,2⋅α,
где d - внутренний диаметр патрубка;
Ргр - ожидаемое давление гидроразрыва пласта;
σпр - предел прочности материала патрубка,
Δ - ширина паза опасного сечения разрывного патрубка.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018100447A RU2682391C1 (ru) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018100447A RU2682391C1 (ru) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2682391C1 true RU2682391C1 (ru) | 2019-03-19 |
Family
ID=65805889
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018100447A RU2682391C1 (ru) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2682391C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU199872U1 (ru) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Устройство компоновки для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием |
| RU2741884C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-01-29 | Общество с ограниченной ответственностью «УралНИПИнефть» | Растворимый клапан для многостадийного гидроразрыва пласта |
| WO2021086229A1 (ru) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ обработки интервалов продуктивного пласта |
| RU2775628C1 (ru) * | 2021-03-09 | 2022-07-05 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU152214A1 (ru) * | 1961-12-08 | 1962-11-30 | В.И. Ермилов | Устройство дл поинтервального гидроразрыва пласта и щелевой перфорации |
| RU2401942C1 (ru) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| US20120111566A1 (en) * | 2009-06-22 | 2012-05-10 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
| EA021471B1 (ru) * | 2009-05-11 | 2015-06-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства |
| RU2564316C1 (ru) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта |
-
2018
- 2018-01-09 RU RU2018100447A patent/RU2682391C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU152214A1 (ru) * | 1961-12-08 | 1962-11-30 | В.И. Ермилов | Устройство дл поинтервального гидроразрыва пласта и щелевой перфорации |
| EA021471B1 (ru) * | 2009-05-11 | 2015-06-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Гидравлический разрыв пласта с использованием телескопического элемента и герметизацией кольцевого пространства |
| US20120111566A1 (en) * | 2009-06-22 | 2012-05-10 | Trican Well Service Ltd. | Apparatus and method for stimulating subterranean formations |
| RU2401942C1 (ru) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2564316C1 (ru) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU199872U1 (ru) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Устройство компоновки для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием |
| WO2021086229A1 (ru) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | Салават Анатольевич Кузяев | Способ обработки интервалов продуктивного пласта |
| US11834939B2 (en) | 2019-11-01 | 2023-12-05 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Method for treating intervals of a producing formation |
| RU2741884C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-01-29 | Общество с ограниченной ответственностью «УралНИПИнефть» | Растворимый клапан для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2775628C1 (ru) * | 2021-03-09 | 2022-07-05 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2359115C2 (ru) | Управление по нескольким азимутам вертикальными трещинами, возникающими при гидравлических разрывах в рыхлых или слабосцементированных осадочных породах | |
| RU2318116C2 (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
| RU2587197C2 (ru) | Способ обработки скважины (варианты) | |
| CN111005723A (zh) | 基于井上下联合布置的地面大范围岩层预裂区域防冲方法 | |
| CN109339855A (zh) | 煤矿井下瓦斯抽采长钻孔套管内连续管射孔分段压裂方法 | |
| EA004100B1 (ru) | Способ и устройство для интенсификации множества интервалов формации | |
| RU2682391C1 (ru) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| CN105026684A (zh) | 斜井筒的改进水力压裂方法 | |
| US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| AU2016344436B2 (en) | Zone isolation cementing system and method | |
| JP2022553449A (ja) | 採掘跡ゾーンにおける削孔の外部拡張パイプ工法 | |
| East et al. | Packerless Multistage Fracture-Stimulation Method Using CT Perforating and Annular Path Pumping | |
| US20140262256A1 (en) | Method and apparatus for stimulating a geothermal well | |
| RU2259460C1 (ru) | Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта | |
| US9567828B2 (en) | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore | |
| RU2170340C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2564316C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта | |
| CN114991774A (zh) | 破碎安山质玄武岩地层地面分段下行式注浆方法 | |
| US10392885B2 (en) | Method and apparatus for plugging a well | |
| Paulatto et al. | Rock grouting in Copenhagen limestone–The Cityringen Experience | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2520033C1 (ru) | Способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины | |
| RU2739181C1 (ru) | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине |