RU2715115C1 - Hydraulic fracturing method - Google Patents

Hydraulic fracturing method Download PDF

Info

Publication number
RU2715115C1
RU2715115C1 RU2019127318A RU2019127318A RU2715115C1 RU 2715115 C1 RU2715115 C1 RU 2715115C1 RU 2019127318 A RU2019127318 A RU 2019127318A RU 2019127318 A RU2019127318 A RU 2019127318A RU 2715115 C1 RU2715115 C1 RU 2715115C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
equal
proppant
pdcpd
volume
total
Prior art date
Application number
RU2019127318A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильдар Ильясович Гирфанов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019127318A priority Critical patent/RU2715115C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2715115C1 publication Critical patent/RU2715115C1/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used in hydraulic fracturing of productive formation (HFF) using proppant in wells with weakly cemented bottom-hole zone in the presence of nearby flooded interlayers. Method of hydraulic fracturing of a formation includes pumping fluid into the formation with addition of a proppant – polydicyclopentadiene (PDCPD). Before performance of hydraulic fracturing in the well there determined is current oil saturation of the formation, in the zone with maximum oil saturation there performed is selective perforation of the formation, distance from perforation interval to water-flooded interlayer is determined. At distance from lower perforation interval to lower flooded interlayer, equal to 3 m and less, prior to pumping liquid with PDCPD, the cross-linked gel is in-series injected in volume equal to 1/5 of the total volume of cross-linked gel with weighted proppant, weight equal to 1/5 of total weight of proppant filler, and cross-linked gel in volume equal to 3/5 of part of total volume of cross-linked gel, pumping of liquid with PDCPD is carried out by weight of PDCPD equal to 3/5 of total weight of propping filler, wherein the liquid used is commercial oil with density less than density of PDCPD, and upon completion of the fracture cracks attachment, the cross-linked gel is pumped in the volume equal to 1/5 of the total volume of the cross-linked gel with the resin-coated proppant by weight equal to 1/5 of the total weight of the proppant filler, wherein the resin-coated proppant before pumping is heated at the wellhead to temperature of 55–60 °C. At a distance from the upper perforation interval to the upper water-flooded interlayer, equal to 3 m and less, prior to pumping liquid with PDCPD, the cross-linked gel is in-series injected in volume equal to 1/5 of the total volume of the cross-linked gel with the lightweight proppant, weight equal to 1/5 of the total proppant fill weight, and the cross-linked gel in the volume equal to 3/5 parts of total volume of cross-linked gel, pumping of liquid with PDCPD is carried out by weight of PDCPD equal to 3/5 of total weight of propping filler, wherein the liquid is industrial water with density greater than PDCPD density, and upon completion of the fracture cracks attachment, the cross-linked gel is pumped in the volume equal to 1/5 of the total volume of the cross-linked gel with the resin-coated proppant by weight equal to 1/5 of the total weight of the proppant filler, wherein the resin-coated proppant before pumping is heated at the wellhead to temperature of 55–60 °C. At a distance from the lower and/or from the upper perforation intervals to the corresponding flooded interlayers of more than 3 m, prior to pumping liquid with the PDCPD, a linear gel is pumped in a volume equal to 4/5 parts of total volume of linear gel, pumping of liquid with PDCPD is performed by weight equal to 4/5 of total weight of proppant filler, wherein the liquid is industrial water with density equal to PDCPD density, and upon completion of the fracture cracks attachment, a linear gel is injected in volume equal to 1/5 of the total volume of the linear gel with resin-coated proppant, by weight equal to 1/5 of the total mass of the propping filler pumping, wherein resin-coated proppant before pumping is heated at wellhead to temperature of 55–60 °C.
EFFECT: method provides higher oil recovery of the formation after HFF, reduced risk of uncontrolled development of the HFF crack along the height, higher reliability of attachment of the fracture of PDCPD, higher efficiency of HFF in weakly cemented rocks of the productive formation.
1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков.The invention relates to the oil and gas industry and can be used when conducting hydraulic fracturing of the reservoir (hydraulic fracturing) using proppant in wells with weakly cemented bottom-hole zone in the presence of nearby flooded layers.

Известен способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU № 2485306 МПК Е21В 43/26, опубл. 20.06.2013 в бюл. № 17), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Перед проведением ГРП колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по аналитическому выражению. Затем производят ГРП. При этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва без добавления крепителя для создания трещины. Затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. В качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3. В качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины. Деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3. После завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью. Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70–80 % от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.A known method of hydraulic fracturing in a well (patent RU No. 2485306 IPC ЕВВ 43/26, published on 06/20/2013 in bull. No. 17), including perforation of the walls of the well in the interval of the formation by channels with depth not less than the length of the zone of stress concentration in the rocks from the well bore , lowering the pipe string with the packer, packing the packer over the roof of the perforated reservoir, injecting the fractured gel fluid into the sub-packer zone for hydraulic fracturing, creating hydraulic fracturing pressure in the sub-packer zone and pushing the gelled fluid into the formed fracture dkosti binders bursting with cracks. Before hydraulic fracturing, the pipe string is filled with process fluid, the total volume of the gelled fracturing fluid is determined by the analytical expression. Then produce hydraulic fracturing. In this case, the gelled fracturing fluid is first pumped without adding a fastener to create a crack. Then the remaining volume of the gelled fracturing fluid with crack fixer is pumped. An ultralight proppant fraction of 20/40 mesh is used as a crack fixer, gradually increasing the proppant concentration in the fracturing fluid from 200 kg / m 3 to 1000 kg / m 3 . As a gelled fracturing liquid, a linear gel is used with the simultaneous addition of a borate crosslinker and a destructor. The borate crosslinker is introduced into a linear gel with a concentration of from 2.0 to 4.0 l / m 3 sufficient to completely crosslink the gelled fracturing fluid near the well perforation zone. The destructor is introduced with a gradual increase in concentration by 0.15 kg / m 3 , starting from a concentration of 1.0 kg / m 3 . After completion of the injection of the gelled fracturing fluid with the crack fixer into the pipe string, they are forced into the formation by the process fluid. Extract is made for the time necessary for the injection pressure to drop by 70–80% of the pressure of the gelled fracturing fluid into the reservoir with crack cracking, unpack the packer, remove it and the pipe string to the surface.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU № 2522366, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.07.2014 в бюл. № 19), включающий перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70 %, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После определения общего объема гелированной жидкости разрыва закачивают в скважину по колонне труб гелированную жидкость разрыва - линейный гель - до образования трещин разрыва в пласте, оставшийся объем гелированной жидкости разрыва после образования трещин разрыва в пласте разделяют на две части: сшитый гель и линейный гель, циклически производят поочередную закачку сначала линейного, а затем сшитого геля с добавлением проппанта в 3–5 циклов. Причем линейный гель закачивают равными порциями с расходом 4–6 м3/мин и концентрацией проппанта 400 кг/м3, а сшитый гель закачивают со ступенчатым увеличением объема закачки от 3 до 7 м3 с расходом 1–2 м3/мин и концентрацией проппанта 1200 кг/м3. При этом в последние порции линейного и сшитого гелей с проппантом добавляют стекловолокно в количестве 1,5 % от веса проппанта в каждой из последних порций линейного и сшитого гелей.Also known is a method of hydraulic fracturing in a well (patent RU No. 2522366, IPC ЕВВ 43/267, publ. 07/10/2014 in bull. No. 19), including perforation in the interval of the formation, descent of the pipe string with the packer, landing the packer, injection into the under-packer zone of the gelled fracturing fluid, filling the column with process fluid, determining the total volume of the gelled fracturing fluid, creating a fracturing pressure in the sub-packer zone and pushing the gelled fracturing fluid with proppant into the formed fracture of the formation, holding for a time, n 70% required for pressure drop, unpacking and extraction of the packer with the pipe string from the well. After determining the total volume of the gelled fracture fluid, the gelled fracture fluid — a linear gel — is pumped into the well through the pipe string until fracture fractures form in the reservoir, the remaining volume of the fractured gel fluid after fracture formation in the reservoir is divided into two parts: a crosslinked gel and a linear gel, cyclically alternately pump first linear and then crosslinked gel with the addition of proppant in 3-5 cycles. Moreover, the linear gel is pumped in equal portions with a flow rate of 4-6 m 3 / min and a proppant concentration of 400 kg / m 3 , and the cross-linked gel is pumped with a stepwise increase in injection volume from 3 to 7 m 3 with a flow rate of 1–2 m 3 / min and concentration proppant 1200 kg / m 3 . At the same time, fiberglass is added to the last servings of linear and crosslinked gels with proppant in an amount of 1.5% by weight of proppant in each of the last servings of linear and crosslinked gels.

Недостатками способов являются:The disadvantages of the methods are:

- высокая стоимость проведения операции ГРП связанная с необходимостью применения дорогостоящей химии для приготовления жидкости разрыва;- the high cost of hydraulic fracturing associated with the need to use expensive chemicals to prepare the fracturing fluid;

- технологическая сложность осуществления ГРП связанная с необходимостью чередовать стадии закачки сшитого и линейного гелей с одновременным изменением расхода закачки;- the technological complexity of the implementation of hydraulic fracturing associated with the need to alternate the stages of the injection of crosslinked and linear gels with a simultaneous change in the flow rate of the injection;

- высокий риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте и получения- high risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height and getting

обводнения скважины при наличии выше или нижележащего водонасыщенного пласта.watering a well in the presence of a higher or underlying water-saturated formation.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU № 2386025, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2010 в бюл. № 10), включающий закачку в пласт жидкости с добавлением в жидкость расклинивающего наполнителя – полидициклопентадиена (ПДЦПД). Способ обеспечивает более низкое трение при закачивании наполнителя в скважину при сохранении хорошей проницаемости трещины.The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2386025, IPC ЕВВ 43/267, publ. 04/10/2010 in Bull. No. 10), which includes injecting a fluid into the reservoir with the addition of proppant polydicyclopentadiene (PDCPD) . The method provides lower friction when pumping the filler into the well while maintaining good fracture permeability.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- низкая надёжность реализации способа, обусловленная низким качеством крепления ПДЦПД, обусловленная тем, что закачка ПДЦПД производится без учета плотности жидкости носителя, что приводит к неравномерному заполнению трещины разрыва ПДЦПД и частичному смыканию трещины разрыва;- low reliability of the implementation of the method, due to the low quality of fastening of the PDCPD, due to the fact that the injection of PDCPD is carried out without taking into account the density of the carrier liquid, which leads to uneven filling of the fracture of the fracture of the PDCPD and partial closure of the fracture of the gap;

- высокий риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте (вверх, вниз) и получение обводнения скважины после ГРП при наличии обводнённых пропластков выше и/или ниже продуктивного пласта;- high risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height (up, down) and getting water cut after hydraulic fracturing in the presence of flooded layers above and / or below the reservoir;

- низкая нефтеотдача продуктивного пласта после выполнения ГРП, вследствие того, что не учитывается текущая нефтенасыщенность обрабатываемого пласта;- low oil recovery of the reservoir after hydraulic fracturing, due to the fact that the current oil saturation of the treated formation is not taken into account;

- низкая эффективность способа, обусловленная коротким эффектом нефтеотдачи (до одного месяца) от проведения ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта, так как закачанный в процессе ГРП ПДЦПД при последующем освоении или эксплуатации скважины постепенно выносится из призабойной зоны скважины и трещина гидроразрыва в призабойной зоне скважины «схлопывается».- low efficiency of the method, due to the short oil recovery effect (up to one month) from hydraulic fracturing in weakly cemented rocks of the reservoir, since the pumped-in hydraulic fracturing during the subsequent development or operation of the well is gradually removed from the bottom-hole zone of the well and the fracture in the bottom-hole zone of the well " collapses. "

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности крепления трещины разрыва, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, снижение обводненности продукции скважины, повышение нефтеотдачи после выполнения ГРП, а также повышение эффективности реализации способа в слабосцементированных породах продуктивного пласта.The technical objectives of the invention are to increase the reliability of fastening a fracture fracture, reduce the risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height, reduce water cut in well production, increase oil recovery after hydraulic fracturing, and increase the efficiency of the method in weakly cemented formations.

Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта, включающим закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя – полидициклопентадиена (ПДЦПД).Technical problems are solved by the method of hydraulic fracturing, which includes injecting fluid into the reservoir with the addition of a proppant - polydicyclopentadiene (PDCPD).

Новым является то, что перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка: при расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С, при расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С; при расстоянии от нижнего и/или от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.What is new is that before hydraulic fracturing in a well, the current oil saturation of the formation is determined, selective perforation of the formation is carried out in the zone with maximum oil saturation, the distance from the perforation interval to the flooded layer is determined: when the distance from the lower perforation interval to the lower waterlogged layer is 3 m or less , before pumping liquid with PDCPD, the crosslinked gel is sequentially pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel with a proppant weighted with a mass equal to 1/5 Based on the total proppant pump injection mass and crosslinked gel in a volume equal to 3/5 of the total crosslinked gel volume, the PDCPD liquid is pumped according to the PDCPD mass equal to 3/5 of the proppant total pump mass, moreover, as a liquid, marketable oil with a density lower than the density of the PDCPD, and upon completion of fixing the fracture crack, the crosslinked gel is pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel with resin coated proppant in a mass equal to 1/5 of the total injection mass the initiating filler, and the resin-coated proppant is heated at the wellhead before injection to a temperature of 55-60 ° C, at a distance of 3 m or less from the upper perforation interval to the upper flooded interlayer, cross-linked gel is sequentially injected into the gel at a volume of 1 before the injection of liquid with PDCPD / 5 parts of the total volume of the crosslinked gel with a lightened proppant with a mass equal to 1/5 of the total injection mass of the proppant and the crosslinked gel in a volume equal to 3/5 of the total volume of the crosslinked gel, liquid injection with MPC PD is carried out according to the mass of PDCPD equal to 3/5 of the total proppant injection mass, moreover, technical water with a density higher than the density of PDCPD is used as a liquid, and upon completion of fixing the fracture crack, a crosslinked gel is pumped in a volume equal to 1/5 of from the total volume of crosslinked gel with resin coated proppant by mass equal to 1/5 of the total proppant injection mass, and resin coated proppant is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C before injection; at a distance from the lower and / or upper perforation intervals to the corresponding waterlogged layers equal to more than 3 m, a linear gel is injected in the volume equal to 4/5 of the total volume of the linear gel before the liquid is injected with PDCPD; the liquid is pumped with PDCPD by mass equal to 4/5 parts of the total proppant filler injection mass, and process water with a density equal to that of PDCPD is used as a liquid, and upon completion of fixing the fracture crack, a linear gel is pumped in a volume equal to 1/5 part t total volume linear gel with smolopokrytym proppant by weight, equal to 1/5 of the total weight of the proppant injection, with smolopokryty proppant prior to injection is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.

На фиг. 1 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводнённого пропластка ниже интервала перфорации.In FIG. 1 shows an example of the implementation of the hydraulic fracturing process in the reservoir according to the proposed method in the presence in the section of a waterlogged layer below the perforation interval.

На фиг. 2 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводненного пропластка выше интервала перфорации.In FIG. 2 shows an example of the implementation of the hydraulic fracturing process in the reservoir according to the proposed method in the presence in the section of a waterlogged layer above the perforation interval.

На фиг. 3 показан пример реализации процесса ГРП в продуктивном пласте по предлагаемому способу при наличии в разрезе обводненного пропластка ниже и/или выше интервала перфорации.In FIG. 3 shows an example of the implementation of the hydraulic fracturing process in the reservoir according to the proposed method in the presence in the section of a waterlogged layer below and / or above the perforation interval.

Известно, что на развитие трещины ГРП по высоте, в первую очередь оказывает влияние скорость осаждения частиц расклинивающего наполнителя в жидкости, которая пропорциональна разности плотностей несущей жидкости и расклинивающего наполнителя.It is known that the development of hydraulic fractures in height is primarily affected by the rate of deposition of proppant particles in the fluid, which is proportional to the density difference between the carrier fluid and the proppant.

В связи с этим основной задачей несущей жидкости является обеспечение эффективного переноса расклинивающего наполнителя вдоль трещины ГРП.In this regard, the main objective of the carrier fluid is to ensure the effective transfer of proppant along the fracture.

При наличии обводнённых пропластков контроль значения плотностей несущих жидкостей и расклинивающего наполнителя играет важную роль в успехе операции ГРП путем регулирования развития трещины по высоте. Исследование нефтенасыщенности и интервалов от перфорации до обводненных пропластков позволяет осуществлять процесс регулирования технологическим процессом, обеспечивающим повышение надёжности крепления трещины разрыва, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте и обводненности продукции скважины, что в итоге обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта в слабосцементированных породах продуктивного пласта.In the presence of flooded interlayers, control of the density of carrier fluids and proppant plays an important role in the success of the hydraulic fracturing operation by controlling the height of the fracture. The study of oil saturation and the intervals from perforation to flooded layers allows the process to be controlled by a process that improves the reliability of fastening of a fracture fracture and reduces the risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height and water cut of well products, which ultimately provides enhanced oil recovery in poorly cemented rocks of a productive formation.

При проведении ГРП по предлагаемому способу, в качестве жидкости можно применять техническую воду или товарную нефть, так как плотность материала ПДЦПД составляет 1000 кг/м3. Поэтому частицы ПДЦПД будут обладать нейтральной плавучестью в жидкости с плотностью 1000 кг/м3, всплывать в технической воде с плотностью выше 1000 кг/см3 или тонуть в товарной нефти с плотностью ниже 1000 кг/см3.When carrying out hydraulic fracturing according to the proposed method, industrial water or marketable oil can be used as a liquid, since the density of the PDCPD material is 1000 kg / m 3 . Therefore, PDCPD particles will have neutral buoyancy in a liquid with a density of 1000 kg / m 3 , float in industrial water with a density above 1000 kg / cm 3 or sink in salable oil with a density below 1000 kg / cm 3 .

Предложенный способ гидравлического разрыва пласта осуществляют следующим образом.The proposed method of hydraulic fracturing is as follows.

Перед проведением ГРП в скважине 1 (фиг. 1) производят геофизические исследования скважины (ГИС) (на фиг. 1–3 не показано) методом импульсного нейтро-нейтронного каротажа и определяют текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта 2 (фиг. 1), например толщиной Н = 12 м, размещение обводненных пропластков. Далее, по результатам ГИС, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью продуктивного пласта 2 проводят избирательную перфорацию 3, например с плотностью 25 перфорационных отверстий на один метр высоты продуктивного пласта 2 и диаметром входных отверстий 12 мм. Перфорацию проводят любым известным способом, например, как описано в патенте RU № 2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 в бюл. № 16.Before hydraulic fracturing in well 1 (Fig. 1), geophysical studies of the well (GIS) (not shown in Figs. 1-3) are performed using pulsed neutron-neutron logging and the current oil saturation of producing formation 2 is determined (Fig. 1), for example, thickness H = 12 m, placement of flooded interlayers. Further, according to the results of well logging, in the zone with the maximum oil saturation of the productive formation 2, selective perforation 3 is carried out, for example, with a density of 25 perforations per meter of the height of the productive formation 2 and the inlet diameter is 12 mm. Perforation is carried out in any known manner, for example, as described in patent RU No. 2358100, IPC EV 43/26, publ. 06/10/2009 in bull. Number 16.

Определяют расстояние интервалов от нижней границы перфорации до нижнего обводненного пропластка и от верхнего интервала перфорации до верхнего обводненного пропластка. Кратно повышается нефтеотдача продуктивного пласта после выполнения ГРП, так как перед проведением ГРП производят ГИС по результатам которых проводят избирательную перфорацию в интервале с максимальным нефтенасыщением продуктивного пласта 2 с исключением обводнения продукции скважины.The distance of the intervals from the lower boundary of the perforation to the lower flooded layer and from the upper interval of perforation to the upper flooded layer is determined. The oil recovery of the reservoir after the hydraulic fracturing is significantly increased, since before the hydraulic fracturing, GIS is performed according to the results of which selective perforation is performed in the interval with the maximum oil saturation of the reservoir 2 with the exception of flooding of the well production.

Далее в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 4 с пакером 5. Пакер 5 в скважине 1 устанавливают таким образом, чтобы нижний конец 6 колонны НКТ 4 находился на уровне верхних отверстий перфорации 3.Next, the tubing string 4 with the packer 5 is lowered into the well. The packer 5 in the well 1 is set so that the lower end 6 of the tubing string 4 is at the level of the upper perforation holes 3.

В качестве НКТ 4 применяют, например трубы с условным диаметром 89 мм, группы прочности "К" или "Е", изготавливаемых по ГОСТ 633-80.As the tubing 4 is used, for example, pipes with a nominal diameter of 89 mm, strength groups "K" or "E", manufactured according to GOST 633-80.

С целью защиты стенок скважины от воздействия высоких давлений в качестве пакера применяют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).In order to protect the walls of the well from high pressures, a packer of any known design is used as a packer, for example a packer with an anchor with a mechanical rotary installation PRO-YaM2-YaG1 (F) or PRO-YaM3-YaG2 (F) (100 MPa) produced research and production company "Packer" (October, the Republic of Bashkortostan, Russian Federation).

При реализации способа используют жидкости и расклинивающие наполнители:When implementing the method, liquids and proppants are used:

- любой известный состав сшитого геля (например, см. главу 3 монографии С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин (ОАО НПО «Бурение», 2006. С.153). Сшитый гель плотностью 1100 кг/м3 готовят любым известным способом, например, как описано в заявке RU № 2008136865, МПК С09К 8/512, опубл. 20.03.2010 в бюл. № 8);- any known composition of the crosslinked gel (for example, see chapter 3 of the monograph by S. A. Ryabokonya “Technological fluids for completion and repair of wells (OAO NPO Bureniye, 2006. P.153). A crosslinked gel with a density of 1100 kg / m 3 is prepared by any known method, for example, as described in the application RU No. 2008136865, IPC С09К 8/512, published on March 20, 2010 in Bull. No. 8);

- любой известный состав линейного геля, например линейный гель на водной основе марки «Химеко – В» производства «Химкеко-Ганг» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Российская Федерация, г. Москва). Линейный гель плотностью 1010 кг/м3 готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU № 2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 4;- any known composition of a linear gel, for example, a linear water-based gel of the Himeko-V brand manufactured by Khimkeko-Gang of the Russian State University of Oil and Gas named after I.M. Gubkina (Russian Federation, Moscow). A linear gel with a density of 1010 kg / m 3 is prepared by any known method, for example, as described in patent RU No. 2381252, IPC S09K 8/68, publ. 02/20/2010 in bull. No. 4;

- товарную нефть по ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие технические условия, плотностью 860 кг/м3; - marketable oil in accordance with GOST 31378-2009. Oil. General specifications, with a density of 860 kg / m 3 ;

- техническую воду по ГОСТ 17.1.1.04-80 «Вода техническая»;- process water according to GOST 17.1.1.04-80 "Industrial water";

- проппант по ГОСТ Р 51761-2013 Проппанты алюмосиликатные. Технические условия (с Поправкой), например фракции 20/40 меш;- proppant according to GOST R 51761-2013 Proppants aluminosilicate. Technical specifications (as amended), for example, 20/40 mesh fractions;

- ПДЦПД применяют согласно известным патентам. Патент RU № 2465286 «Материал, содержащий полидициклопентадиен и способ его получения (варианты) опубл. № 27.10.2012 в бюл. № 30, а также известен патент RU № 2402572 «Способ получения полидициклопентадиена и материалов на его основе» опубл. 27.10.2010 в бюл. № 30.- PDCPD is used according to well-known patents. Patent RU No. 2465286 "Material containing polydicyclopentadiene and the method of its production (options) publ. No. 10/27/2012 in bull. No. 30, and also known patent RU No. 2402572 "Method for producing polydicyclopentadiene and materials based on it" publ. 10/27/2010 in bull. Number 30.

С помощью ГИС или по плану проведения работ определяют расстояние h (фиг. 1) от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка.Using a GIS or according to a work plan, determine the distance h (Fig. 1) from the lower interval of perforation 3 to the bottom 7 of the flooded layer.

1. Если расстояние h от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка составляет 3 м и менее, то для образования трещины разрыва 8 закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом 9 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя.1. If the distance h from the lower interval of perforation 3 to the lower 7 of the flooded layer is 3 m or less, then to form a fracture gap 8, crosslinked gel is pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of crosslinked gel with weighted proppant 9 by weight, equal to 1/5 of the total mass of the proppant.

После образования трещины разрыва 8 её сначала развивают закачкой сшитого геля в объёме 3/5 части от общего объёма сшитого геля, а затем крепят закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД 10.After the formation of a fracture gap 8, it is first developed by injection of a crosslinked gel in the amount of 3/5 of the total volume of the crosslinked gel, and then fastened by injection of a carrier fluid with PDCPD 10 by weight equal to 3/5 of the total mass of the proppant, and as a liquid apply salable oil with a density less than the density PDCPD 10.

После завершения крепления трещины разрыва закачкой товарной нефти с ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой сшитого геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С перед закачкой.After completion of the fastening of the fracture crack by injection of marketable oil with PDCPD 10, the bottom-hole zone 11 of the well is secured by 1 injection of cross-linked gel in a volume equal to 1/5 of the total volume of cross-linked gel with resin coated proppant 12 by weight equal to 1/5 of the total injection weight proppant. The resin coated proppant 12 is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C. before injection.

1.1 Исходные данные:1.1 Initial data:

Расстояние от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка равно h = 2,5 м.The distance from the lower interval of perforation 3 to the bottom 7 of the flooded layer is h = 2.5 m.

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.The total weight of the proppant is 10,000 kg.

Общий объём закачки сшитого геля – 10 м3.The total injection volume of the crosslinked gel is 10 m 3 .

Объем закачки товарной нефти – 6 м3. The volume of injected commercial oil is 6 m 3 .

Масса утяжеленного проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность утяжелённого проппанта равна 3000 кг/м3.The weight of the proppant weighted is equal to 1/5 of the total proppant injection mass, i.e. equal to 1/5 · 10 000 kg = 2 000 kg. The density of the weighted proppant is 3000 kg / m 3 .

Объём закачки сшитого геля, несущего утяжеленный проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. 1/5·10 м3 = 2 м3. Плотность сшитого геля равна 1100 кг/м3.The injection volume of the crosslinked gel carrying the weighted proppant is equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel in volume, i.e. 1/5 · 10 m 3 = 2 m 3 . The density of the crosslinked gel is 1100 kg / m 3 .

1.4 Объём закачки сшитого геля для развития трещины разрыва в объёме 3/5 части от общего объёма сшитого геля: 3/5·10 м3 = 6 м3.1.4. Injection volume of the crosslinked gel for the development of a fracture crack in a volume of 3/5 of the total volume of the crosslinked gel: 3/5 · 10 m 3 = 6 m 3 .

Масса ПДЦПД равна 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 3/5·10 000 кг = 6 000 кг. Плотность ПДЦПД равна 1000 кг/м3.The mass of PDCPD is equal to 3/5 of the total proppant injection mass, i.e. equal to 3/5 · 10 000 kg = 6 000 kg. The density of the PDCPD is 1000 kg / m 3 .

Объём закачки товарной нефти равен 6 м3. Плотность товарной нефти равна 860 кг/м3.The volume of injected commercial oil is 6 m 3 . The density of salable oil is 860 kg / m 3 .

Масса смолопокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3.The weight of the resin-coated proppant is 1/5 of the total proppant injection mass, i.e. equal to 1/5 · 10 000 kg = 2 000 kg. The density of the resin-coated proppant is 2900 kg / m 3 .

Объём закачки сшитого геля, несущего смолопокрытый проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. равен 1/5·10 м3 = 2 м3. The injection volume of a crosslinked gel carrying a resin coated proppant is equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel, i.e. equal to 1/5 · 10 m 3 = 2 m 3 .

Таким образом сначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг утяжеленного, например бисером стеклянным, проппанта, плотностью 3000 кг/м3. Сшитый гель, несущий утяжеленный проппант 9, имеет плотность 1100 кг/м3. Таким образом, утяжеленный проппант 9 в начавшейся образовываться трещине разрыва 8, утопает в сшитом геле вследствие разности плотностей (3000 кг/м3 > 1100 кг/м3 ), и образует плотную набивку из утяжеленного проппанта 9, что исключает её дальнейшее развитие вниз и прорыв в нижний 7 обводнённый пропласток.Thus, first, through the tubing string 4, at intervals of perforation 3, crosslinked gel is pumped into the reservoir 2 in a volume of 2 m 3 with the addition of 2000 kg of proppant weighted, for example, with glass beads, with a density of 3000 kg / m 3 . A crosslinked gel bearing a weighted proppant 9 has a density of 1100 kg / m 3 . Thus, the weighted proppant 9 in the fracture gap 8 that started to form, is buried in a crosslinked gel due to the difference in densities (3000 kg / m 3 > 1100 kg / m 3 ), and forms a dense packing of the weighted proppant 9, which excludes its further development downward and a breakthrough in the bottom 7 flooded layer.

Далее, не прерывая процесса закачки, закачивают сшитый гель в объеме 6 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8 вверх, т.е. в верхнюю часть продуктивного пласта 2 ввиду образования внизу трещин разрыва 8 плотной набивки из утяжеленного проппанта 9.Further, without interrupting the injection process, the crosslinked gel is pumped in a volume of 6 m 3 without proppant, which leads to the development of a fracture gap 8 up, i.e. in the upper part of the reservoir 2 due to the formation below the cracks of the gap 8 dense packing of the weighted proppant 9.

Затем производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продолжают закачивать товарную нефть в объёме 6 м3 с добавлением 6000 кг ПДЦПД  плотностью 1000 кг/м3. Товарная нефть, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 860 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие разности плотностей (товарная нефть имеет плотность меньшую, чем плотность ПДЦПД), т.е. 860 кг/м3 < 1000 кг/м3 снизу-вверх равномерно заполняет трещину разрыва 8, что исключает её дальнейшее развитие вниз и прорыва в нижний 7 обводнённый пропласток.Then, the developed fracture of fracture 8 is fastened. For this purpose, 6 m 3 of commercial oil is continued to be pumped through the tubing string 4 at intervals of perforation 3 into the fracture of fracture 8 with the addition of 6000 kg of PDCPD with a density of 1000 kg / m 3 . Commodity oil bearing PDCPD 10 has a density of 860 kg / m 3 . Thus, PDCPD 10, due to the difference in densities (crude oil has a density lower than the density of PDCPD), i.e. 860 kg / m 3 <1000 kg / m 3 from bottom to top evenly fills the fracture of fracture 8, which excludes its further development downward and breakthrough into the lower 7 flooded layer.

Далее не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 12, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону 11скважины 1. Then, without interrupting the injection through the tubing string 4 at perforation intervals 3 into the fracture gap 8 of the reservoir 2, the crosslinked gel is pumped in a volume of 2 m 3 with the addition of 2000 kg of resin-coated proppant 12, heated at the wellhead to 55-60 ° C, for example, in a tank with using a steam-driven installation. As a result, the resin-coated proppant 12 secures the bottom hole zone 11 of the well 1.

Если расстояние h от верхнего интервала перфорации 3 (фиг. 2) до верхнего 13 обводнённого пропластка составляет 3 м и менее, то для образования трещины разрыва 8 закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом 14 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя.If the distance h from the upper interval of perforation 3 (Fig. 2) to the upper 13 of the flooded layer is 3 m or less, then to create a fracture gap 8, crosslinked gel is pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of crosslinked gel with lightweight proppant 14 by mass equal to 1/5 of the total mass of the proppant injection.

После образования трещины разрыва 8 её сначала развивают закачкой сшитого геля в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, а затем крепят закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве несущей жидкости применяют техническую воду, например сточную воду с плотностью большей, чем плотность проппанта ПДЦПД 10.After the formation of a fracture gap 8, it is first developed by injection of a crosslinked gel in a volume equal to 3/5 of the total volume of the crosslinked gel, and then it is fastened by injection of a carrier fluid with PDCPD 10 by weight equal to 3/5 of the total injection mass of the proppant, and in as a carrier fluid, industrial water is used, for example, wastewater with a density higher than the density of the proppant PDCPD 10.

После окончания крепления трещины разрыва ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой сшитого геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Перед закачкой смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.After the fastening of the fracture crack, the PDCPD 10 is fixed to the bottomhole zone 11 of the well 1 by injection of the crosslinked gel in a volume equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel with resin coated proppant 12 in mass equal to 1/5 of the total injection proppant. Before injection resin coated proppant 12 is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.

2.1 Исходные данные:2.1 Initial data:

Примем расстояние от верхнего интервала перфорации 3 до верхнего обводнённого пропластка 13 равным h = 3 м.We take the distance from the upper interval of perforation 3 to the upper waterlogged layer 13 equal to h = 3 m.

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.The total weight of the proppant is 10,000 kg.

Общий объём закачки сшитого геля – 10 м3.The total injection volume of the crosslinked gel is 10 m 3 .

Объем закачки технической воды (сточной воды) – 6 м3.The volume of injection of industrial water (waste water) is 6 m 3 .

Тогда:Then:

Масса облегчённого проппанта по массе равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность облегчённого (сверхлёгкого) проппанта 1050 кг/м3.The mass of the lightweight proppant by mass is equal to 1/5 of the total proppant injection mass, i.e. equal to 1/5 · 10 000 kg = 2 000 kg. The density of lightweight (ultralight) proppant is 1050 kg / m 3 .

Объём закачки сшитого геля, несущего облегчённый проппант, по объёму равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля, т.е. 1/5·10 м3 = 2 м3. Плотность сшитого геля 1100 кг/м3.The injection volume of a crosslinked gel carrying a lightweight proppant is equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel in volume, i.e. 1/5 · 10 m 3 = 2 m 3 . The density of the crosslinked gel is 1100 kg / m 3 .

2.4 Объём закачки сшитого геля для развития трещины разрыва равен 3/5 части от общего объёма сшитого геля: 3/5·10 м3 = 6 м3.2.4. The injection volume of the crosslinked gel for the development of a fracture crack is 3/5 of the total volume of the crosslinked gel: 3/5 · 10 m 3 = 6 m 3 .

Масса ПДЦПД равна 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя 3/5·10 000 кг = 6 000 кг. Плотность ПДЦПД равна 1000 кг/м3.The mass of PDCPD is 3/5 of the total proppant injection mass 3/5 · 10,000 kg = 6,000 kg. The density of the PDCPD is 1000 kg / m 3 .

Объём закачки несущей жидкости – сточной воды для закачки ПДЦПД равен 6,0 м3. Например, плотность сточной воды 1150 кг/м3.The volume of injection of carrier fluid - wastewater for injection of PDCPD is 6.0 m 3 . For example, the density of wastewater is 1150 kg / m 3 .

Масса смолопрокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, т.е. равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3 The resin-coated proppant mass is equal to 1/5 of the total proppant injection mass, i.e. equal to 1/5 · 10 000 kg = 2 000 kg. The density of the resin-coated proppant is 2900 kg / m 3

Объём закачки сшитого геля, несущего смолопокрытый проппант равен 1/5 части от общего объёма сшитого геля: 1/5·10 м3 = 2 м3.The injection volume of the crosslinked gel carrying the resin coated proppant is 1/5 of the total volume of the crosslinked gel: 1/5 · 10 m 3 = 2 m 3 .

Таким образом, сначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг облегчённого (сверхлёгкого) проппанта 14, плотностью 1050 кг/м3. Сшитый гель, несущий облегчённый проппант, имеет плотность 1100 кг/м3. Таким образом, облегчённый проппант 14 в начавшейся образовываться трещине разрыва 8 всплывает в сшитом геле, вследствие разности плотностей (1100 кг/м3 > 1050 кг/м3 ) и образует плотную набивку из облегчённого проппанта 14, что исключает дальнейшее развитие трещины разрыва 8 вверх и прорыв её в верхний 13 обводнённый пропласток.Thus, first, through the tubing string 4, at intervals of perforation 3, crosslinked gel is pumped into the reservoir 2 in a volume of 2 m 3 with the addition of 2000 kg of lightweight (ultralight) proppant 14 with a density of 1050 kg / m 3 . A crosslinked gel carrying a lightweight proppant has a density of 1100 kg / m 3 . Thus, the lightened proppant 14 in the burst crack 8 that begins to form emerges in the crosslinked gel, due to the difference in densities (1100 kg / m 3 > 1050 kg / m 3 ) and forms a dense packing of lightweight proppant 14, which excludes the further development of the fracture gap 8 up and breaking it into the upper 13 flooded interlayers.

Далее, не прерывая процесса закачки, закачивают сшитый гель в объеме 6 м3 без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8 вниз, т.е. в нижнюю часть продуктивного пласта 2 ввиду образования вверху трещин разрыва 8 плотной набивки из облегчённого проппанта 14.Further, without interrupting the injection process, the cross-linked gel is pumped in a volume of 6 m 3 without proppant, which leads to the development of a fracture gap 8 down, i.e. in the lower part of the reservoir 2 due to the formation at the top of the fracture gap 8 dense packing of lightweight proppant 14.

Затем производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 закачивают сточную воду в объёме 6 м3 с добавлением 6000 кг ПДЦПД  плотностью 1000 кг/м3. Сточная вода, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 1150 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие разности плотностей (сточная вода имеет плотность больше, чем плотность ПДЦПД 10, т.е. 1150 кг/м3 > 1000 кг/м3 сверху-вниз равномерно заполняет трещину разрыва 8, что исключает её дальнейшее развитие вверх и прорыв в верхний 13 обводнённый пропласток.Then, the developed fracture of fracture 8 is fastened. For this, sewage water in the volume of 6 m 3 with the addition of 6000 kg of PDCPD with a density of 1000 kg / m 3 is pumped through the tubing string 4 at intervals of perforation 3 into the fracture of fracture 8. Wastewater carrying PDCPD 10 has a density of 1150 kg / m 3 . Thus, PDCPD 10, due to the difference in densities (wastewater has a density greater than the density of PDCPD 10, i.e. 1150 kg / m 3 > 1000 kg / m 3 from top to bottom evenly fills the fracture gap 8, which excludes its further development up and a breakthrough in the upper 13 flooded interlayers.

Не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают сшитый гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 12, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону11 скважины 1.Without interrupting the injection through the tubing string 4 at perforation intervals 3 into the fracture gap 8 of the reservoir 2, the cross-linked gel is pumped in a volume of 2 m 3 with the addition of 2000 kg of resin-coated proppant 12, heated at the wellhead to 55-60 ° C, for example, in a tank using steam-driven installation. As a result, the resin-coated proppant 12 secures the bottomhole zone 11 of the well 1.

Если расстояния h1 от нижнего и h2 от верхнего интервалов перфорации (фиг. 3) до обводнённых пропластков 7 и 13, соответственно составляет более 3 м, то закачивают линейный гель плотностью, равной 1010 кг/м3 в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, с образованием и развитием трещины разрыва 8. Далее крепят трещину разрыва 8 закачкой несущей жидкости с ПДЦПД 10 по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. В качестве несущей жидкости применяют техническую воду, например пресную воду плотностью 1000 кг/м3, равной плотности ПДЦПД (1000 кг/м3). If the distances h 1 from the lower and h 2 from the upper perforation intervals (Fig. 3) to the flooded interlayers 7 and 13, respectively, are more than 3 m, then a linear gel is pumped with a density of 1010 kg / m 3 in a volume equal to 4/5 parts of the total linear gel volume, with the formation and development of a fracture crack 8. Next, a fracture crack 8 is fixed by injection of a carrier fluid with PDCPD 10 by mass equal to 4/5 of the total proppant injection mass. As the carrier fluid used industrial water, for example fresh water with a density of 1000 kg / m 3 equal to the density PDCPD (1000 kg / m 3 ).

После окончания крепления трещины разрыва закачкой технической воды с ПДЦПД 10 производят крепление призабойной зоны 11 скважины 1 закачкой линейного геля в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом 12 по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя. Перед закачкой смолопокрытый проппант 12 нагревают на устье скважины до температуры 55–60 °С.After the completion of the fastening of the fracture gap by the injection of industrial water with PDCPD 10, the bottom-hole zone 11 of the well is secured by 1 injection of a linear gel in a volume equal to 1/5 of the total volume of the linear gel with resin coated proppant 12 by weight equal to 1/5 of the total injection mass proppant. Before injection resin coated proppant 12 is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.

3.1 Исходные данные:3.1 Initial data:

Примем расстояние от нижнего интервала перфорации 3 до нижнего 7 обводнённого пропластка равным h1 = 3,2 м, а расстояние от верхнего интервала перфорации 3 до верхнего 13 обводнённого пропластка равным h2 = 4,3 м.We take the distance from the lower interval of perforation 3 to the bottom 7 of the flooded layer equal to h 1 = 3.2 m, and the distance from the upper interval of perforation 3 to the upper 13 of flooded layer is equal to h 2 = 4.3 m.

Общий объём закачки линейного геля – 10 м3.The total injection volume of the linear gel is 10 m 3 .

Общая масса закачки расклинивающего наполнителя 10 000 кг.The total weight of the proppant is 10,000 kg.

Объем закачки технической воды (пресной воды) – 8 м3.The volume of injection of industrial water (fresh water) is 8 m 3 .

Тогда:Then:

3.2 Объём закачки линейного геля для создания и развития трещины разрыва в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля: 4/5 10 м3 = 8 м3. 3.2. Injection volume of a linear gel to create and develop a fracture rupture in a volume equal to 4/5 of the total volume of a linear gel: 4/5 10 m 3 = 8 m 3 .

Масса ПДЦПД равна 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и равна 4/5·10 000 кг = 8 000 кг. Плотность ПДЦПД 1000 кг/м3.The mass of PDCPD is equal to 4/5 of the total proppant injection mass and is equal to 4/5 · 10 000 kg = 8 000 kg. Density PDCPD 1000 kg / m 3 .

Объём закачки несущей жидкости – пресной воды с ПДЦПД равен 8 м3. Плотность пресной воды 1000 кг/м3.The injection volume of the carrier fluid - fresh water with PDCPD is 8 m 3 . The density of fresh water is 1000 kg / m 3 .

Масса смолопрокрытого проппанта равна 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя и равна 1/5·10 000 кг = 2 000 кг. Плотность смолопокрытого проппанта равна 2900 кг/м3.The weight of the resin-coated proppant is equal to 1/5 of the total proppant injection mass and is equal to 1/5 · 10,000 kg = 2,000 kg. The density of the resin-coated proppant is 2900 kg / m 3 .

Объём закачки линейного геля, несущего смолопокрытый проппант, равен 1/5 части от общего объёма линейного геля: 1/5·10 м3 = 2 м3.The injection volume of a linear gel carrying a resin coated proppant is 1/5 of the total linear gel volume: 1/5 · 10 m 3 = 2 m 3 .

Cначала по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в продуктивный пласт 2 закачивают линейный гель плотностью 1010 кг/м3 в объеме 8 м3, что приводит к образованию и развитию трещины разрыва 8.First, a linear gel with a density of 1010 kg / m 3 in a volume of 8 m 3 is pumped through the tubing string 4 at intervals of perforation 3 into the producing formation 2, which leads to the formation and development of a fracture fracture 8.

Затем не прерывая процесса закачки производят крепление развившейся трещины разрыва 8. Для этого по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3 в трещину разрыва 8 продолжают закачивать пресную воду в объёме 8 м3 с добавлением 8000 кг ПДЦПД. Сточная вода, несущая ПДЦПД 10, имеет плотность 1000 кг/м3. Таким образом ПДЦПД 10, вследствие равной плотности с пресной водой, т.е. 1000 кг/м3 = 1000 кг/м3, равномерно от центра вверх и вниз, заполняет трещину разрыва 8, что исключает дальнейшее развитие трещины вниз с целью прорыва в нижний 7 обводнённый пропласток и вверх с целью прорыва в верхний 13 обводнённый пропласток.Then, without interrupting the injection process, the developed fracture of the fracture 8 is fastened. For this, fresh water in the volume of 8 m 3 with the addition of 8000 kg of PDCPD is continued to be pumped through the tubing string 4 through the perforation intervals 3 to the fracture of fracture 8. Wastewater carrying PDCPD 10 has a density of 1000 kg / m 3 . Thus, PDCPD 10, due to equal density with fresh water, i.e. 1000 kg / m 3 = 1000 kg / m 3 , evenly from the center up and down, fills the fracture of fracture 8, which excludes further development of the fracture down to break into the lower 7 flooded layer and up to break into the upper 13 flooded layer.

Далее, не прерывая закачку по колонне НКТ 4 через интервалы перфорации 3, в трещину разрыва 8 продуктивного пласта 2 закачивают линейный гель в объёме 2 м3 с добавлением 2000 кг смолопокрытого проппанта 10, подогретого на устье скважины до 55–60 °С, например в ёмкости с помощью пароподвижной установки. В результате смолопокрытый проппант 12 крепит призабойну зону11 скважины 1.Further, without interrupting the injection through the tubing string 4 at intervals of perforation 3, a linear gel in the volume of 2 m 3 with the addition of 2000 kg of resin-coated proppant 10, heated at the wellhead to 55-60 ° C, is pumped into the fracture gap 8 of productive formation 2 tanks with the help of a steam-moving installation. As a result, the resin-coated proppant 12 secures the bottomhole zone 11 of the well 1.

Смолопокрытые проппанты это проппанты покрытые полимерной смолой. После проведения ГРП в призабойной зоне 11 скважины 1 смолопокрытый проппант 12 полимеризуется и, слипаясь, создаёт монолитный каркас в призабойной зоне скважины со слабосцементированными породами, предохраняя их от разрушения и сохраненяя около 40 % по объему сквозных каналов, сквозь которые нефть поступает в скважину без захвата проппанта.Resin-coated proppants are proppants coated with polymer resin. After hydraulic fracturing in the bottom-hole zone 11 of the well 1, the resin-coated proppant 12 polymerizes and, sticking together, creates a monolithic frame in the bottom-hole zone of the well with weakly cemented rocks, protecting them from destruction and preserving about 40% of the volume of through channels through which oil enters the well without entrapment proppant.

Кратно снижается риск неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, как вниз за счёт закачки утяжелённого проппанта, так и вверх за счёт закачки облечённого проппанта, образующих соответственно снизу и сверху плотные набивки, что препятствует развитию трещины разрыва в обводнённые пропластки при дальнейшем развитии трещины гидроразрыва.The risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height decreases by a factor of two, both downward due to the injection of heavier proppant and upwardly due to the injection of clad proppant, which form dense packings, respectively, from below and from above, which prevents the development of a fracture crack in flooded layers with further development of a hydraulic fracture.

Повышается надёжность реализации способа, обусловленная качественным креплением ПДЦПД трещины гидроразрыва. Это достигается тем, что при закачке ПДЦПД учитывают плотность ПДЦПД и плотность жидкости носителя в зависимости от направления развития трещины, что способствует равномерному заполнению трещины разрыва ПДЦПД и исключению смыкания трещины разрыва.The reliability of the implementation of the method increases, due to the high-quality fastening of the PDCPD hydraulic fracture. This is achieved by the fact that when injecting the PDCPD, the density of the PDCPD and the density of the carrier fluid are taken into account depending on the direction of the crack development, which contributes to the uniform filling of the fracture of the PDCPD fracture and eliminating the closure of the fracture crack.

Повышается эффективность реализации способа в слабосцементированных породах, что связано с увеличением продолжительности нефтеотдачи, т.е. дебит скважин остаётся стабильным на протяжении не менее 6 мес после освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Это обусловлено тем, что закачанный в конце процесса ГРП подогретый смолопокрытый проппант образует прочные связи между зернами проппанта и не выносится из призабойной зоны скважины при последующем освоении или эксплуатации скважины, а это исключает осыпание и разрушение породы продуктивного пласта после проведения ГРП.The efficiency of the implementation of the method in weakly cemented rocks is increased, which is associated with an increase in the duration of oil recovery, i.e. the flow rate of the wells remains stable for at least 6 months after the development and commissioning of the well. This is due to the fact that the heated resin coated proppant injected at the end of the hydraulic fracturing process forms strong bonds between the proppant grains and is not removed from the bottomhole zone of the well during subsequent development or operation of the well, and this eliminates the shedding and destruction of the productive formation after hydraulic fracturing.

Способ гидравлического разрыва пласта обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта после выполнения ГРП, снижение риска неконтролируемого развития трещины ГРП по высоте, повышение надёжности крепления трещины разрыва ПДЦПД, повышение эффективности ГРП в слабосцементированных породах продуктивного пласта.The method of hydraulic fracturing provides increased oil recovery after hydraulic fracturing, reducing the risk of uncontrolled development of hydraulic fractures in height, increasing the reliability of fastening fracture fractures PDCPD, increasing the efficiency of hydraulic fracturing in poorly cemented rocks of the reservoir.

Claims (1)

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт жидкости с добавлением расклинивающего наполнителя - полидициклопентадиена (ПДЦПД), отличающийся тем, что перед проведением гидроразрыва в скважине определяют текущую нефтенасыщенность пласта, в зоне с максимальной нефтенасыщенностью проводят избирательную перфорацию пласта, определяют расстояние от интервала перфорации до обводнённого пропластка: при расстоянии от нижнего интервала перфорации до нижнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с утяжеленным проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют товарную нефть с плотностью меньше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С; при расстоянии от верхнего интервала перфорации до верхнего обводнённого пропластка, равном 3 м и менее, перед закачкой жидкости с ПДЦПД последовательно закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля с облегчённым проппантом, массой, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, и сшитый гель в объёме, равном 3/5 части от общего объёма сшитого геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе ПДЦПД, равной 3/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью больше, чем плотность ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают сшитый гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма сшитого геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С; при расстоянии от нижнего и/или от верхнего интервалов перфорации до соответствующих обводнённых пропластков, равном более 3 м, перед закачкой жидкости с ПДЦПД закачивают линейный гель в объёме, равном 4/5 части от общего объёма линейного геля, закачку жидкости с ПДЦПД осуществляют по массе, равной 4/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём в качестве жидкости применяют техническую воду с плотностью, равной плотности ПДЦПД, а по завершении крепления трещины разрыва закачивают линейный гель в объёме, равном 1/5 части от общего объёма линейного геля со смолопокрытым проппантом, по массе, равной 1/5 части от общей массы закачки расклинивающего наполнителя, причём смолопокрытый проппант перед закачкой нагревают на устье скважины до температуры 55-60 °С.The method of hydraulic fracturing, including injecting a fluid into the reservoir with the addition of a proppant - polydicyclopentadiene (PDCPD), characterized in that before hydraulic fracturing in the well, the current oil saturation of the formation is determined, in the zone with maximum oil saturation, selective formation perforation is carried out, the distance from the perforation interval to waterlogged interlayer: at a distance from the lower interval of perforation to the lower waterlogged interlayer, equal to 3 m or less, before injection bones with PDCPD sequentially inject the crosslinked gel in a volume equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel with a weighted proppant, a mass equal to 1/5 of the total proppant injection mass, and the crosslinked gel in a volume equal to 3/5 of the total volume of crosslinked gel, the injection of liquid with PDCPD is carried out by the mass of PDCPD equal to 3/5 of the total injection mass of the proppant, moreover, commodity oil with a density less than the density of the PDCPD is used as the liquid, and upon completion of fixing the injection fracture they crosslink the gel in a volume equal to 1/5 of the total volume of the crosslinked gel with resin coated proppant, in weight equal to 1/5 of the total injection proppant, and the resin coated proppant is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° FROM; at a distance from the upper perforation interval to the upper flooded layer equal to 3 m or less, before pumping the liquid with PDCPD, the cross-linked gel is sequentially pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of the cross-linked gel with lightened proppant, weighing 1/5 of the total injection mass of the proppant, and the crosslinked gel in a volume equal to 3/5 of the total volume of the crosslinked gel, the liquid with PDCPD is pumped by the mass of PDCPD, equal to 3/5 of the total injection mass of the proppant, moreover, as the bones use industrial water with a density higher than the density of the PDCPD, and upon completion of fixing the fracture crack, the cross-linked gel is pumped in a volume equal to 1/5 of the total volume of the cross-linked gel with a resin-coated proppant, in weight equal to 1/5 of the total injection weight proppant, and the resin-coated proppant is heated at the wellhead before injection to a temperature of 55-60 ° C; at a distance from the lower and / or upper perforation intervals to the corresponding waterlogged layers equal to more than 3 m, a linear gel is injected in the volume equal to 4/5 of the total volume of the linear gel before the liquid is injected with PDCPD; the liquid is pumped with PDCPD by mass equal to 4/5 parts of the total proppant filler injection mass, and process water with a density equal to that of PDCPD is used as a liquid, and upon completion of fixing the fracture crack, a linear gel is pumped in a volume equal to 1/5 part t total volume linear gel with smolopokrytym proppant, by weight, equal to 1/5 of the total weight of the proppant injection, with smolopokryty proppant prior to injection is heated at the wellhead to a temperature of 55-60 ° C.
RU2019127318A 2019-08-30 2019-08-30 Hydraulic fracturing method RU2715115C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019127318A RU2715115C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Hydraulic fracturing method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019127318A RU2715115C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Hydraulic fracturing method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715115C1 true RU2715115C1 (en) 2020-02-25

Family

ID=69631061

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019127318A RU2715115C1 (en) 2019-08-30 2019-08-30 Hydraulic fracturing method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715115C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA006833B1 (en) * 2002-07-23 2006-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Method of hydraulic fracture of subterranean formation
RU2318856C1 (en) * 2006-06-09 2008-03-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" Proppant and a method for preparation thereof
RU2386025C1 (en) * 2008-09-30 2010-04-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of hydraulic break of oil or gas stratum with usage of proppant
RU2401381C1 (en) * 2009-02-25 2010-10-10 Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" Method of bench treatment
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2613682C1 (en) * 2016-02-10 2017-03-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic breakdown of formation
WO2017095253A1 (en) * 2015-11-30 2017-06-08 Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants)

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA006833B1 (en) * 2002-07-23 2006-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Method of hydraulic fracture of subterranean formation
RU2318856C1 (en) * 2006-06-09 2008-03-10 Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" Proppant and a method for preparation thereof
RU2386025C1 (en) * 2008-09-30 2010-04-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of hydraulic break of oil or gas stratum with usage of proppant
RU2401381C1 (en) * 2009-02-25 2010-10-10 Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" Method of bench treatment
RU2544343C1 (en) * 2014-02-05 2015-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
WO2017095253A1 (en) * 2015-11-30 2017-06-08 Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants)
RU2613682C1 (en) * 2016-02-10 2017-03-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of hydraulic breakdown of formation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6119776A (en) Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs
US6095244A (en) Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2566542C1 (en) Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2544343C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water
RU2485296C1 (en) Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation
GB2085512A (en) A ball sealer having a core of syntactic foam and a polyurethane cover
Abou-Sayed et al. Multiple hydraulic fracture stimulation in a deep horizontal tight gas well
US4195690A (en) Method for placing ball sealers onto casing perforations
RU2478164C1 (en) Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer
RU2485306C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2522366C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2581861C1 (en) Method for bottomhole support in well
RU2566357C1 (en) Method of formation hydraulic fracturing
RU2715115C1 (en) Hydraulic fracturing method
RU2571964C1 (en) Hydrofracturing method for formation in well
RU2564312C1 (en) Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2541693C1 (en) Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft
RU2499134C2 (en) Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting
RU2723817C1 (en) Method of hydraulic fracturing of oil, gas or gas-condensate formation
RU2740986C1 (en) Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation
RU2612418C1 (en) Formation hydraulicfracturing
RU2737455C1 (en) Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges
RU2652399C1 (en) Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces