RU2453695C1 - Способ гидроразрыва продуктивного пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453695C1 RU2453695C1 RU2011136773/03A RU2011136773A RU2453695C1 RU 2453695 C1 RU2453695 C1 RU 2453695C1 RU 2011136773/03 A RU2011136773/03 A RU 2011136773/03A RU 2011136773 A RU2011136773 A RU 2011136773A RU 2453695 C1 RU2453695 C1 RU 2453695C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- proppant
- fracturing
- volume
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. Обеспечивает повышение качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорение ввода скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения: изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта. Обеспечивает повышение качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорение ввода скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения: способ включает закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом. Согласно изобретению предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование. При удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование. При удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва. Заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3. Затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения па�
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.
Известен способ гидроразрыва подземного пласта, который включает первую стадию, в процессе которой осуществляют закачивание в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загуститель с образованием трещины в пласте, вторую стадию, в процессе которой вводят проппант в закачиваемую жидкость гидроразрыва для предотвращения закрытия трещины, дополнительно в жидкость гидроразрыва вводят агенты для образования кластеров проппанта, или увеличения прочности кластеров проппанта, или повышения транспортирующей способности жидкости гидроразрыва (Патент РФ №2404359, опубл. 20.11.2010).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, который включает закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин При этом гидроразрывная жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют по аналитическому выражению в случае, если частицы проппанта тяжелее жидкости, или, по другому аналитическому выражению, в случае, если частицы проппанта легче жидкости (Патент РФ №2402679, опубл. 27.10.2010 - прототип). Способ обеспечивает увеличение проводимости трещины после ее закрытия за счет предотвращения поперечной миграции частиц проппанта внутри трещины и снижения скорости их осаждения.
Известные способы не позволяют в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным.
В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию.
Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, согласно изобретению, предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 тн с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста, процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.
Сущность изобретения
При проведении гидроразрыва пласта не удается в достаточной степени контролировать процесс гидроразрыва при его выполнении, что приводит к снижению эффективности гидроразрыва. Кроме того, при применении известных способов процесс освоения скважины после гидроразрыва становится весьма длительным.
В предложенном изобретении решается задача повышения качества контроля над процессом гидроразрыва и ускорения ввода скважины в эксплуатацию. Задача решается следующей совокупностью операций.
Для реализации гидроразрыва помимо прочих могут быть использованы следующие компоненты:
1) гелеобразователь:
- ГПГ-3 ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WG-40DS, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Jaguar 415, производитель "New energy resources", США;
2) стабилизатор глин:
- калий хлористый «мелкий» ГОСТ 4568-95, Россия;
- WCS-100, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Stabilizer 10, производитель "New energy resources", США;
3) деэмульгатор:
- WNE-135, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Sulfactant non-2, производитель "New energy resources", США;
- DSCo DM-1, производитель "Chevron Phillips Chemical Company LP" США;
4) активатор деструкции:
- ПАВ-РД ТУ 2499-072-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- ЕВ-А, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- AP-Activator, производитель "New energy resources", США;
5) деструктор:
- деструкторХВТУ 2499-074-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WGB-1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Breaker P, производитель "New energy resources", США;
6) сшиватель:
- Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим», Россия;
- WGXL-10.1, производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;
- Crosslinker, производитель "New energy resources", США.
Воду с растворенным в ней гелеобразователем называют гель. Гель со сшивателем называют сшитый гель. Сшитый гель со стабилизатором глин, деэмульгатором, регулятором деструкции геля и деструктором геля называют жидкость разрыва. Жидкость разрыва с проппантом называют проппантно-гелевой смесью.
Первоначально на основании имеющихся геологических данных составляют план выполнения гидроразрыва, который уточняют в ходе пробной закачки и составляют уточненный план.
Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером над интервалом продуктивного пласта. Все работы проводят при посаженном пакере.
По окончании доставки и расстановки оборудования на территории скважины производят обвязку нагнетательной линии с устьевой арматурой и подключение выносных датчиков, производят набор технической воды для проведения тестовой закачки. В процессе набора воды производят отбор проб технической воды из каждой автоцистерны и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода, определяют температуру. Содержание свободных ионов водорода рН должно быть в пределах 6,5-8,5, температура - в пределах 10-40°С.
По окончании набора воды производят тестовое приготовление жидкости разрыва - тест на распускание и сшивку. К воде добавляют гелеобразователь. На смесительной установке типа «Warell» производят перемешивание в течение 15-20 мин, затем на измерительном приборе «Fann-35» производят замер вязкости полученной суспензии (при температуре 23°С вязкость должна составлять 21 сП+/-2 сП). При удовлетворительном результате в полученную суспензию при постоянном перемешивании добавляют сшиватель геля. Время сшивки, т.е. структурообразования состава, должно быть не более 10 с.
При удовлетворительном результате производят загрузку гелеобразователя. По окончании загрузки расчетного количества реагента производят технологическую выдержку в течение 15-20 мин на распускание, т.е. на растворение гелеобразователя при постоянном перемешивании при помощи центробежного насоса блендера MS-60 или МТ-60 по системе блендер-смесительная емкость. По истечении времени перемешивания вновь берут пробу полученного геля, замеряют температуру и вязкость отобранной пробы и вновь проверяют на сшивку. При удовлетворительных результатах производят добавление оставшихся реагентов: регулятора деструкции геля, стабилизатора глин. После добавления и доведения до гомогенного состояния путем перемешивания в течение 25-30 мин производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Проводят тестовую закачку. При тестовой закачке первым этапом является замена объема скважины на жидкость разрыва. Замену производят путем нагнетания жидкости разрыва с пониженным расходом 1,5-1,8 м3/мин в ствол скважины. По мере закачки для образования жидкости разрыва в поток дозирующим насосом подают сшиватель геля и деструктор сшитого геля. Замену объема производят из расчета объема колонны насосно-компрессорных труб до пакерного оборудования + подпакерная зона до кровли интервала перфорации, т.е. всего от 5,5 до 9,5 м3 в зависимости от применяемого скважинного оборудования и конструкции скважины. Закачав необходимый объем жидкости разрыва, закачку останавливают. Производят запись спада давления в течение 10 мин для оценки изменения потерь на трение и реакции пластов на нагнетание жидкости с низкой скоростью. Замена объема необходима для устранения погрешностей при обработке результатов тестовой закачки, т.к. при инициации разрыва пласта на воде (с динамической вязкостью менее 2-3 сП) геометрия получаемой трещины является не характерной, что связано с высоким процентом отфильтровования в пласт и большими потерями на трение при движении по стволу скважины и трещине в пласте.
По окончании записи спада давления возобновляют закачку жидкости разрыва уже с расходом на гидравлический разрыв. При этом вначале закачивают «подушку», т.е. объем жидкости от 3 до 6 м3. Подушка - это объем жидкости, необходимый для выхода насосных агрегатов на расход и повторного раскрытия трещины в пласте. Затем в жидкость разрыва подают пробную пачку проппанта массой 500 -1000 кг с концентрацией от 30 до 200 кг/м3 для блендера МТ-60 и 120-200 кг/м3 для блендера MS-60, где начальная концентрация связана с ограничениями по работе применяемого оборудования. Объем закачиваемого проппанта возможно варьировать до 1 тн, что зависит от эффективной толщины пласта объекта гидроразрыва. При толщине пласта до 4-х м достаточно 500 кг, при толщине от 4-х м и более целесообразно применение большего объема. Проницаемость пласта большой разницы не играет, так как в первую очередь важно распределение входящего объема проппанта пробной пачки максимально по всей высоте инициированной трещины, а точнее интервала перфорации объекта гидроразрыва. Объем закачиваемой проппантно-гелевой смеси может варьироваться в зависимости от объема пробной пачки и концентрации подачи проппанта. При соблюдении проектных данных, например, объем проппанта 500 кг, концентрация от 30 до 200 кг/м3, объем смеси должен составить 4,4 м3.
По окончании закачки пробной пачки проппанта производят его продавку в пласт. При этом первые 1,5 м3 продавки производят жидкостью разрыва, что необходимо для исключения размазывания части проппанта по стенкам колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны за счет перемешивания жидкостей с различной вязкостью. Затем подачу сшивателя и деструктора могут прекращать и оставшийся объем продавки производят на геле в суммарном объеме колонна насосно-компрессорных труб + подпакерная зона до кровли интервале перфорации +3 м3 для оттеснения пробной пачки проппанта в глубь трещины для определения степени потерь давления на трение в призабойной зоне пласта. После закачки производят остановку насосных агрегатов, производят запись спада давления в течение 1 часа. При этом в режиме реального времени производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. На основе комплекса программ «Meyer» полученные данные обрабатывают, где по зависимостям линейных уравнений Хорнера и Нолти-Смита получают данные: эффективность работы жидкости разрыва, значение чистого давления, градиент напряжения в пласте-объекте гидроразрыва, время и давления смыкания трещины, поровое давление в коллекторе, гидравлические потери давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных, таких как градиенты напряжения по разрезу пластов выше и ниже объекта гидроразрыва, значения фильтрации жидкости и мгновенных утечек, значение модуля Юнга к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные загружают в компьютер для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного плана (концентрации и количества закачки проппанта, объема подушки скорости закачки и порядка изменения концентрации при подаче деструктора) при основном процессе гидроразрыва.
На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технической воды и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста приступают к проведению гидроразрыва пласта.
Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации.
Деструктор вводят в поток нагнетаемой жидкости при помощи насоса подачи сухих химических реагентов в соответствии со скоростью нагнетания. Насос подачи сухих химических реагентов включает в себя шнек для дозированной подачи сухого деструктора. Управление дозировкой подачи сухого деструктора осуществляют двумя способами. В случае использования в качестве смесительного агрегата блендер
МТ-60 - с пульта управления вручную, в случае использования в качестве смесительного агрегата блендер MS-60 - в автоматическом режиме путем изменения параметров в программе управления блендером Accufrac. В обоих случаях запланированное изменение концентраций подачи деструктора производят одинаково.
При закачке первой порции проппантно-гелевой смеси с концентрацией проппанта до 300 кг/м3 дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. При закачке второй порции проппантно-гелевой смеси (концентрация проппанта свыше 300 кг/м3) дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов.
По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и в течение 15 минут производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом (гидроудары), отсутствии эффекта перепродавки. После чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления и деструкции геля.
По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов следующим образом: при давлении свыше 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится с расходом не более 30 литров/мин до атмосферного давления, при давлении менее 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки.
Далее устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем оборудования. Затем производят спуск пера-воронки (на 20-30 м выше устанавливается свабный ограничитель), производят промывку забоя, оборудование приподнимают на 100-150 м выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют, устанавливают лубрикатор и приступают к освоению скважины методом свабирования. Процесс освоения скважины продолжают до получения притока скважинного флюида, но не более объема закачанной жидкости (объем жидкости разрыва, закачанной в скважину в процессе всего гидроразрыва). Уровень жидкости снижают с таким расчетом, чтобы гидростатическое давление на забое не было ниже давления насыщения. После получения пластового флюида или снижения уровня жидкости ниже допустимого уровня процесс свабирования останавливают, спускают глубинно-насосное оборудование и скважину запускают в работу.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1.
Проводят гидроразрыв пласта в нагнетательной скважине.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1805-1811 м.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: пласт Д1а; Д1б1 (1821-1828 м).
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1812,8 м.
Пакер марки Р110 спущен на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1770 м и посажен.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q - 488 м3/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=13 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости 1,05 г/см3 без предварительного насыщения ПЗП.
Применяемое оборудование: два насоса FS 2251, один насос AHA 105М, блендер МТ 60, смесительные емкости объемом 50 м3 две единицы, проппантовоз с раздельной подачей фракций проппанта.
Проектные данные: объем геля 101 м3 на основе комплекта реагентов «Эконотек» (на жидкой основе WG 40 LDS), количество проппанта 15 тн (20/40-3 тн, 16/30-9 тн, 12/18-3 тн). Предлагаемый расход жидкости 2,6 м3/мин, ожидаемые устьевые давления Рнач=32,5 МПа, Рраб=28 МПа, Ркон=33 МПа. Предполагаемая длина трещины (одно крыло) 76 м, закрепленная длина 56 м, высота трещины 21,2 м, закрепленная - 4,4 м. Чистое давление разрыва 8,2 МПа. Максимальная ширина трещины 24 мм у интервала перфорации, остаточная ширина после снятия давления 3,1 мм.
Производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 26 м3 на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м3. Реология -температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 с. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
Производят закачку в колонну насосно-компрессорных труб и замену объема колонны насосно-компрессорных труб на жидкость разрыва в объеме 7,9 м3 с расходом 1,6 м3/мин при Рнач=23,4 МПа, Ркон=23,7 МПа. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 18 м3 жидкости разрыва с добавлением 530 кг проппанта фракции 20/40 с концентрацией до 188 кг. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 0,5 МПа (22,7-23,2 МПа), при движении по пласту прирост устьевого давления составил еще 0,8 МПа до 24,0 МПа. По результатам обработки данных физико-коллекторских свойств объекта гидроразрыва - эффективность жидкости 57%, градиент напряжения в продукт пласте - 1,45 атм/м, давление разрыва 7,2 МПа, время закрытия трещины - 19 мин
По результатам MFrac в проектные данные по дизайну проппанта были внесены следующие изменения - во избежание прорыва в нижележащий пласт Д1а расход уменьшен до 2,4 м3/мин, увеличена степень агрессивности подачи проппанта на средних и конечных стадиях, максимальная концентрация с 900 кг/м3 уменьшена до 800 кг/м3, но при этом увеличен ее объем с 1000 до 1600 кг на стадию (для увеличения плотности набивки к призабойной части пласта). Объем жидкости разрыва на основной процесс уменьшен на 10 м3.
Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.
Закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме 5 м3, пробную пачку жидкости разрыва с проппантом в объеме 1 м3 с концентрацией от 100 кг/м3 и продавку в пласт, при этом первые 1,5 м3 продавки производят на сшитом геле, затем подачу сшивателя прекращают и оставшейся объем продавки производят на не сшитом геле в суммарном объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоне до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного плана при основном процессе гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным ре-дизайном, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Продавку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями. В первой порции устанавливают концентрацию проппанта 250 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. Во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 400 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов. Давление на устьевом манометре свыше 4 МПа, поэтому стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса гидроразрыва получены следующие данные: длина трещины (одно крыло) 132 м, закрепленная - 124 м, высота трещины общая 12 м, закрепленная - 8 м, признаки прорыва в нижележащий пласт отсутствуют. Ширина трещины после снятия давления 4,5 мм с концентрацией проппанта в интервале продуктивной части пласта до 10-12 кг/м2 против проектного 7-8 кг/м2.
Скважина введена в эксплуатацию через 24 часа после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью более 800 м3/сут.
Пример 2 (контрольный).
Для сравнения был проведен стандартный гидроразрыв на аналогичной скважине.
Назначение скважины: нагнетательная.
Объект гидроразрыва: пласт Д0 в интервале 1723,8-1727 м.
Литология объекта: заглинизированные песчаники.
Конструкция скважины и спущенного оборудования:
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве перфорацией, не вскрыты.
Отсыпка забоя песчаным мостом до глубины 1732 м.
Пакер марки Р110 спущен на НКТ диаметром 89 мм на глубину 1770 м.
Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q - 280 м3/сут, Рнач - 90 МПа, Ркон - 11,0 МПа. Определение качества связи с пластом на 5 м3 технической жидкости плотностью 1,05 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны пласта.
Применяемое оборудование
Два насоса FS 2251, блендер MS 60, смесительные емкости объемом 50 м3 одна единица, проппантовоз с раздельной подачей фракции проппанта.
Тестовая закачка. Произвели замену объема на жидкость разрыва в объеме 7,8 м3, в момент запуска насосов мгновенный рост давления до 28,7 МПа и затем резкий спад до 24,6 МПа и затем плавное снижение до 22,7 МПа. Конечное давление 23,3 МПа при расходе 1,6 м3/мин (2 гидроудара). Тестовую закачку произвели с расходом 3,0 м3/мин. Пробная пачка с концентрацией 186 кг/м3 при прохождении интервала перфорации дала рост давления на 1,2 МПа, при движении по пласту роста не наблюдалось, 2 гидроудара. Эффективность работы жидкости 49%, время закрытия 1-й трещины 2 мин, второй 48 мин
Основной процесс гидроразрыва пласта
Максимальная концентрация проппанта 1200 кг/м3. Признак разрыва получен на 3 м3 закачки при расходе в 3,0 м3/мин. Рост давления начался при входе в пласт концентрации 700-750 кг/м3. Продавка осуществлена в полном объеме, процесс выполнен. Упаковка плотная, 1 гидроудар.
Закачано 9 тн проппанта 20/40-3 тн, 16/30-5 тн, 12/18-1 тн с расходом 3 м3/мин По результатам обработки получены следующие результаты: длина трещины 41,9 м, закрепленная 30,4 м, ширина трещины у интервала перфорации 32 мм, остаточная после снятия давления 3,7 мм. Концентрация проппанта в продуктивной части пласта 7,3 кг/м2. Высота трещины 14,7 м.
Скважина введена в эксплуатацию через 48 часов после завершения работ по гидроразрыву пласта с приемистостью порядка 650 м3/сут.
Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.
| Таблица 1 | ||
| Сопоставительные параметры | Предложенный способ | Контрольный способ |
| Площадь | Березовская | Березовская |
| Назначение скважины | Нагнетательная | Нагнетательная |
| Мощность перфорированной части пласта, м | 3,8 | 6 |
| Литология коллектора | Заглинизированный песчаник | Заглинизированный песчаник |
| Стоимость проведения работ, руб. | 1210000 | 1350000 |
| Объем проппанта, тн | 9 | 15 |
| Расход при закачке, м3/мин | 3 | 2,3-2,4 |
| Тип химических реагентов жидкости разрыва | Химеко | Жидкий Эконотек |
| Эффективность работы жидкости (% утечек с учетом влияния расхода) | 49% | 57% |
| Длина трещины/закрепленная длина трещины (одно крыло), м | 132/124 | 41,9/30,4 |
| Высота трещины (общая), м | 14,7 | 12 |
| Ширина трещины/ширина после смыкания, мм | 32/3,7 | 24,6/4,7 |
| Концентрация проппанта в призабойной части пласта, кг/м3 | 7,3 | 10-12 |
| Чистое давление, МПа | 73 | 100 |
Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить более длинную трещину гидроразрыва с меньшей концентрацией проппанта в трещине. Способ позволяет повысить качество контроля над процессом и ускорить ввод скважины в эксплуатацию.
Применение предложенного способа позволит повысить качество контроля над процессом гидроразрыва пласта и ускорить ввод скважины в эксплуатацию.
Claims (1)
- Способ гидроразрыва продуктивного пласта, включающий закачку в пласт через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, жидкости разрыва и жидкости разрыва с проппантом, отличающийся тем, что предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до ровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136773/03A RU2453695C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136773/03A RU2453695C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453695C1 true RU2453695C1 (ru) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681098
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136773/03A RU2453695C1 (ru) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Способ гидроразрыва продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453695C1 (ru) |
Cited By (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2524079C1 (ru) * | 2013-06-17 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей многопластовую залежь |
| RU2527917C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2527913C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2531716C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2536524C1 (ru) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2540713C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2540712C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2541983C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2541974C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2551586C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2582150C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2583803C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2603986C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт |
| RU2644361C1 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2705643C1 (ru) * | 2019-06-30 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
| RU2732905C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах |
| CN111999224A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-27 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种压裂液动态悬砂性测试装置及方法 |
| RU2754209C2 (ru) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Способ стимуляции нефтяных и газовых пластов |
| CN114233262A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-03-25 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
| RU2808396C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" | Способ проведения повторного многостадийного гидравлического разрыва пласта с отклоняющими пачками в горизонтальной скважине |
| WO2024087965A1 (zh) * | 2022-10-28 | 2024-05-02 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合矿用连续管定向压裂瓦斯抽采***及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2395680C2 (ru) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения проводимости трещины в пространстве между опорами, выполненными из проппанта |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2424428C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта с использованием реологической модели для оптимизации текучей среды |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136773/03A patent/RU2453695C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2424428C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2011-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземного пласта с использованием реологической модели для оптимизации текучей среды |
| RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2395680C2 (ru) * | 2007-05-22 | 2010-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения проводимости трещины в пространстве между опорами, выполненными из проппанта |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
Cited By (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2524079C1 (ru) * | 2013-06-17 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей многопластовую залежь |
| RU2536524C1 (ru) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2531716C1 (ru) * | 2013-08-05 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2527917C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2527913C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2540713C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2540712C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2541974C1 (ru) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2541983C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2551589C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2551586C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2582150C1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2583803C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2603986C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт |
| RU2644361C1 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2732905C1 (ru) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах |
| RU2705643C1 (ru) * | 2019-06-30 | 2019-11-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| RU2726096C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ заканчивания строительства эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием ствола |
| RU2754209C2 (ru) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Способ стимуляции нефтяных и газовых пластов |
| CN111999224A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-27 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种压裂液动态悬砂性测试装置及方法 |
| CN111999224B (zh) * | 2020-08-28 | 2023-09-29 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种压裂液动态悬砂性测试装置及方法 |
| CN114233262A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-03-25 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
| CN114233262B (zh) * | 2021-12-27 | 2023-10-27 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
| WO2024087965A1 (zh) * | 2022-10-28 | 2024-05-02 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合矿用连续管定向压裂瓦斯抽采***及方法 |
| RU2808396C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" | Способ проведения повторного многостадийного гидравлического разрыва пласта с отклоняющими пачками в горизонтальной скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453695C1 (ru) | Способ гидроразрыва продуктивного пласта | |
| RU2453694C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| US4109721A (en) | Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment | |
| US9243182B2 (en) | Hydraulic fracturing with improved viscosity liquefied industrial gas based solution | |
| CN109838218B (zh) | 一种模拟多段压裂水平气井闷井后开采的实验装置和方法 | |
| NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
| US20130306321A1 (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| CN103924955A (zh) | 一种页岩气井co2及滑溜水混合压裂工艺 | |
| WO2007116366A3 (en) | Method for treating a subterranean formation | |
| US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
| RU2541974C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| US20140262285A1 (en) | Methods for fraccing oil and gas wells | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| CA2777449C (en) | Liquefied industrial gas based solution in hydraulic fracturing | |
| RU2583803C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| RU2540712C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2603986C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| US6216786B1 (en) | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2551571C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150907 |