RU2464410C1 - Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами - Google Patents
Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464410C1 RU2464410C1 RU2011113202/03A RU2011113202A RU2464410C1 RU 2464410 C1 RU2464410 C1 RU 2464410C1 RU 2011113202/03 A RU2011113202/03 A RU 2011113202/03A RU 2011113202 A RU2011113202 A RU 2011113202A RU 2464410 C1 RU2464410 C1 RU 2464410C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- productive
- reservoir
- polymer composition
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет предотвращения выноса песка из скважины с неустойчивыми породами. Сущность изобретения: способ включает создание противопесочного фильтра путем закачки полимерного состава в призабойную зону пласта скважины через вскрытый продуктивный пласт. Перед закачкой полимерного состава производят временную изоляцию призабойной зоны пласта цементным раствором с наполнителем в виде древесных опилок. После этого осуществляют изоляцию продуктивного пласта до кровли заливкой в скважине до кровли продуктивного пласта в виде цементного моста. Затем производят разнонаправленное вскрытие обсадной колонны на 1-2 м выше изоляции продуктивного пласта с суммарным сечением перфорационных каналов не менее 3000 мм2. Далее производят спуск технической колонны с изоляцией межтрубного пространства пакером выше на 10-15 метров верхнего уровня перфорационных каналов. Производят гидравлический разрыв пласта-неколлектора и продуктивного пласта наклонно направленными трещинами с закачкой в них полимерного состава в виде полимерного проппанта. Затем техническую колонну с пакером извлекают и производят добычу продукции пласта до снижения дебита более чем на 50% от начального дебита. Производят разрушение изоляции продуктивного пласта с повторным вскрытием продуктивного пласта в интервале пласта. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин.
Известен способ предотвращения выноса песка из скважины (патент RU №2136853, МПК 8Е Е21В 43/04, Е21В 33/13, опубл в бюл. №25 от 10.09.1999 г.), включающий закачку в кавернозную полость призабойной зоны продуктивного пласта гравийной набивки, отличающийся тем, что гравийную набивку выполняют из нескольких фракций гравия переменного фракционного состава, от наименее мелкой до наиболее крупной фракции гравия, увеличивающейся к стволу скважины, а после выполнения гравийной набивки закачивают проницаемый тампонажный состав с размерами частиц растворимых компонентов, не превышающими размера частиц гравия наиболее крупной фракции, при этом гравийную набивку выполняют путем последовательной закачки гравия переменного фракционного состава.
Недостатками данного способа являются сложность осуществления процесса и недостаточно прочное крепление плывущих песков.
Также известен способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта (патент RU №2172811, МПК 8Е Е21В 33/13, Е21В 33/138, опубл в бюл. №24 от 27.08.2001 г.), включающий перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, создание песчаного проницаемого барьера путем нагнетания в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевого песка в жидкости носителя с водным раствором силиката натрия с последующим закачиванием спиртового раствора хлорида кальция в объеме порового пространства созданного барьера, при этом дополнительно перед созданием последнего нагнетают водный раствор силиката натрия с плотностью 1250-1300 кг/м3 в количестве, обеспечивающем полное заполнение порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии 0,45-0,60 м от скважины, а перед закачиванием спиртового раствора хлорида кальция - эмульсионный раствор следующего состава, мас.%:
флотореагент - оксаль Т-80 40-60
неонол АФ 9-12 0,10-0,15
углеводородная жидкость 39,85-59,90
в объеме порового пространства созданного песчаного проницаемого барьера, причем в качестве водного раствора силиката натрия используют жидкое натриевое стекло с плотностью 1400 кг/м3, которым обрабатывают перед закачиванием на устье скважины кварцевый песок в соотношении 0,20-0,30:1,00 мас.ч. соответственно.
Недостатками данного способа являются долгий и трудоемкий процесс его осуществления, а также неэффективность крепления из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижение емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами (патент RU №2352764, МПК 8 Е21В 33/138, опубл в бюл. №11 от 20.04.2009 г.), включающий создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону, отличающийся тем, что в качестве отверждаемого полимерного состава используют водный раствор карбамидной смолы, хлористого аммония и нитрита натрия в следующем соотношении, мас.%:
карбамидная смола 80,0
хлористый аммоний 1,0-3,0
нитрит натрия 1,0-3,0
вода остальное,
который закачивают в призабойную зону скважины в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливают одним поровым объемом гидрофобной жидкости и производят выдержку на реагирование и отверждение в течение суток.
Недостатками данного способа является низкая надежность фильтра в работе из-за того, что частичное заполнение межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы происходит за счет размазывания ее гидрофобной, продавливающей жидкостью, причем в процессе реакции хлористого аммония и нитрита натрия в пластовых условиях происходит выделение азота, который обеспечивает образование пористой структуры твердеющей массе, причем объем выделяемого азота не контролируемый, поэтому не гарантирована пористая структура твердеющей массе, а следовательно, и надежность фильтра в работе, и качество фильтрации самого фильтра, при этом возможно как снижение производительности скважины, так и беспрепятственный вынос песка из скважины. Кроме того, неэффективно применение данного способа при наличии выше продуктивного пласта (коллектора) пласта-неколлектора (глинистого пропластка).
Задачей изобретения является создание надежного фильтра, позволяющего качественно отфильтровывать песок, предотвращая его вынос из скважины, и повышение эффективности крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами при наличии пласта-неколлектора выше продуктивного пласта с неустойчивыми породами.
Поставленная задача решается способом крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающим обсадную колонну с перфорационными отверстиями напротив продуктивного пласта, сложенного неустойчивыми породами, создание фильтра путем закачки полимерного состава в призабойную зону.
Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание противопесочного фильтра путем закачки полимерного состава в призабойную зону пласта скважины через вскрытый продуктивный пласт.
Новым является то, что перед закачкой полимерного состава производят временную изоляцию призабойной зоны пласта цементным раствором с наполнителем в виде древесных опилок, после чего осуществляют изоляцию продуктивного пласта до кровли заливкой в скважине до кровли продуктивного пласта в виде цементного моста, после чего производят разнонаправленное вскрытие обсадной колонны на 1-2 м выше изоляции продуктивного пласта с суммарным сечением перфорационных каналов не менее 3000 мм2, далее производят спуск технической колонны с изоляцией межтрубного пространства пакером выше на 10-15 м верхнего уровня перфорационных каналов, производят гидравлический разрыв пласта (ГРП) - неколлектора и продуктивного пласта наклонно направленными трещинами с закачкой в них полимерного состава в виде полимерного проппанта, затем техническую колонну с пакером извлекают и производят добычу продукции пласта до снижения дебита более чем на 50% от начального дебита, после чего производят разрушение изоляции продуктивного пласта с повторным вскрытием продуктивного пласта.
На фигурах 1, 2 и 3 последовательно показан процесс осуществления предлагаемого способа крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами.
Известно, что при эксплуатации скважин, проведенных на несцементированные песчаники, возникает необходимость предотвращения выноса песка из скважины.
Песок выносится из скважины обычно из-за разрушения в пласте природного цементирующего материала, который в нормальных условиях скрепляет между собой отдельные зерна песка.
Цементирующий материал разрушается в результате его растворения в воде (в скважинах, дающих большое количество пластовой воды), а также из-за механических разрушений пористой системы, обусловленных фильтрацией пластовых жидкостей через породы или действием перепада давления вблизи от ствола скважины.
В большинстве известных способов предотвращения выноса песка из скважин создают искусственные барьеры, проницаемые для жидкостей, но задерживающие твердые частицы.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает скважину 1 (см. фиг.1), обсадная колонна 2 которой оснащена перфорационными отверстиями 3, вскрывающими продуктивный пласт 4, сложенный неустойчивыми породами. В процессе эксплуатации такого продуктивного пласта 4 из его перфорационных отверстий 3 происходит интенсивный вынос песка из призабойной зоны скважины (ПЗП) и подъем его из скважины вместе с добываемой жидкостью. Из-за большого содержания песка в добываемой жидкости преждевременно выходит из строя промысловое оборудование, кроме того, выносимый из пласта песок осаждается на забое скважины, в результате чего преждевременно прекращается эксплуатация скважины. После этого извлекают эксплуатационное оборудование.
Перед закачкой полимерного состава спуском заливочных труб (на фиг.1, 2, 3 не показано) в скважину 1 и через перфорационные отверстия 3 обсадной колонны 2 в продуктивном пласте 4 производят временную изоляцию 5 призабойной зоны пласта 4, например, цементным раствором с наполнителем в виде древесных опилок.
Далее осуществляют изоляцию продуктивного пласта 4 до кровли 6, например, заливкой в скважине до кровли 6 продуктивного пласта 4 в виде цементного моста 7.
После чего в обсадную колонну 2 скважины 1 спускают колонну труб 8 с перфоратором 9. В качестве перфоратора 9, например, используют пластический перфоратор (фирмы ООО «НЕККО», Российская Федерация, г.Екатеринбург), который оснащен двумя выдвижными режущими дисками-фрезами, расположенными диаметрально противоположно друг другу. В одной плоскости с режущими дисками находятся две гидромониторные форсунки, которые производят намыв каверн в призабойной зоне. Перфоратор опускается в скважину на трубах НКТ, насосный агрегат типа ЦА-320 создает давление в линии НКТ, диски перфоратора приводятся в рабочее положение и создают в эксплутационной колонне скважин парные продольные щели шириной от 10 до 12 мм. Гидромониторные струи перфоратора сквозь сформированные щели под высоким давлением в 15 МПа размывают цементное кольцо, прилегающую горную породу, остатки бурого раствора, асфальто-парафиновых отложений, намывая каверны глубиной более 0,5 м, то есть образуются глубокие каналы для последующего проведения ГРП.
Перфоратор 9 размещают напротив пласта-неколлектора 10, например глинистого пропластка, на L=1 - 2 метр выше изоляции (цементного моста 7) продуктивного пласта 4. После чего производят разнонаправленное вскрытие обсадной колонны 2 скважины 1 напротив пласта-неколлектора 10 с наклонно направленными (вниз) перфорационными каналами 11, например, на одном уровне, например, с углом 60° по окружности обсадной колонны 1 выполняют шесть перфорационные каналов 11, например, длиной 500 мм и шириной 10 мм и суммарным сечением перфорационных каналов не менее 30000 мм2.
Далее гидромониторные струи перфоратора сквозь сформированные наклонно направленные вниз (см. фиг.1) перфорационные каналы 11 под высоким давлением в 15 МПа размывают цементное кольцо, прилегающую горную породу, остатки бурого раствора, асфальто-парафиновых отложений, намывая каверны глубиной от 0,5 м до 1 м, то есть в пласте-неколлекторе 10 образуются глубокие каналы для последующего проведения ГРП.
Далее из обсадной колонны 2 скважины 1 извлекают колонну труб 8 с перфоратом 9. Затем производят спуск в обсадную колонну 2 (см. фиг.2) скважины 1 технической колонны 12 с изоляцией межтрубного пространства пакером 13 выше на 10-15 метров верхнего уровня перфорационных каналов 11, причем нижний конец технологической колонны должен размещаться напротив перфорационных каналов 11, выполненных в пласте-неколлекторе 10. В качестве пакера 13 применяют проходной пакер любой известной конструкции, например, пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 25 МПа) (производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Далее производят гидравлический разрыв (ГРП) любым известным способам с помощью одновременной закачки жидкости разрыва с крепителем трещин - проппантом. В качестве жидкости разрыва продуктивного пласта 4, сложенного неустойчивыми породами, и пласта-неколлектора 10, используют, например, гелеобразную жидкость.
В качестве гелеобразной жидкости применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).
В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте №2043491, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г.
Объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле;
Vг=k·(hп+hк),
где Vг - объем гелеобразной жидкости разрыва, м3;
k=1,4÷1,6 - коэффициент перевода, м3/м;
hп - высота продуктивного пласта 4, сложенного неустойчивыми породами;
hк - высота пласта-неколлектора 10, м,
при этом весовой объем полимерного проппанта, добавляемого в жидкость разрыва, составляет, например, 1-1,5 т на 1 м высоты продуктивного пласта 4, сложенного неустойчивыми породами, и пласта-неколлектора 10.
С помощью насосного агрегата (на фиг.1, 2 и 3 не показано) по технической колонне 12 через перфорационные каналы 11 производят гидравлический разрыв пласта-неколлектора 10 и продуктивного пласта 4 наклонно направленными трещинами, образованными в результате закачки жидкости разрыва с одновременным креплением этих трещин, полимерным составом в виде полимерного проппанта, при этом образуется гидравлическая связь между пластом-неколлектором 10 и продуктивным пластом 4, т.е. за обсадной колонной 3 скважины 1 напротив пласта-неколлектора 10 и продуктивного пласта 4 образуется фильтр 14 из слоя полимерного проппанта, который крепит призабойную зону пласта с неустойчивыми породами и препятствует выносу песка при последующей эксплуатации скважины 1.
Поставщиками полимерного проппанта являются ООО "Форэс" (Российская Федерация, г.Екатеринбург). Также производство полимерно-покрытого проппанта осуществляет компания "Резион" (г.Санкт-Петербург, Российская Федерация). Полимерное покрытие проппанта обеспечивает сцепление зерен проппанта в пластовых условиях и образование надежного фильтра, предотвращающего вынос песка.
Полимерный проппант предотвращает смыкание трещины разрыва, обеспечивая свободный проход нефтегазонасыщенной жидкости (продукции пласта 4) к перфорационным каналам 11 пласта-неколлектора 10. Технология производства полимерно-покрытого проппанта включает в себя синтез нескольких видов полимеров и нанесение многослойного покрытия на проппант-основу. Покрытие защищает зерно проппанта от разрушения при воздействии агрессивных сред и высоких циклических нагрузок. Под влиянием давления и температуры покрытие образует прочный каркас всей проппантной пачки, позволяющий создать надежный фильтр в ПЗП скважины 1.
После чего распакеровывают пакер 13 и извлекают его с технологической колонной 12. Далее спускают в скважину 1 эксплуатационное оборудование (на фиг.1 и 2 не показно) и запускают ее в работу.
Производят добычу продукции из продуктивного пласта 4 скважины 1 до снижения дебита более чем на 50% от начального дебита, после чего производят разрушение изоляции (цементного моста 7) разбуриванием (см. фиг.3), т.е. спуском долота с винтовым забойным двигателем (ВЗД) на колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показано) в интервале продуктивного пласта 4.
Затем перфорацией (любой известной, например кумулятивной, гидромеханической или, как описано выше, пластическим перфоратором) производят повторное вскрытие продуктивного пласта 4 с образованием перфорационных каналов 15 (см. фиг.2 и 3) сквозь интервал временной изоляции 5, гидравлически связывающих внутреннее пространство 16 скважины 1 с продуктивным пластом 4 через фильтр 14.
Предлагаемый способ при наличии пласта-неколлектора выше продуктивного пласта с неустойчивыми породами позволяет за обсадной колонной в скважине напротив пласта-неколлектора создать надежный фильтр, позволяющий качественно отфильтровывать песок, и эффективно предотвращать его вынос из скважины.
Благодаря наличию фильтра в виде полимерно-покрытого проппанта, полученного в результате гидравлического разрыва пласта, повышается эффективность крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами.
Claims (1)
- Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание противопесочного фильтра путем закачки полимерного состава в призабойную зону пласта скважины через вскрытый продуктивный пласт, отличающийся тем, что перед закачкой полимерного состава производят временную изоляцию призабойной зоны пласта цементным раствором с наполнителем в виде древесных опилок, после чего осуществляют изоляцию продуктивного пласта до кровли заливкой в скважине до кровли продуктивного пласта в виде цементного моста, после чего производят разнонаправленное вскрытие обсадной колонны на 1-2 м выше изоляции продуктивного пласта с суммарным сечением перфорационных каналов не менее 3000 мм2, далее производят спуск технической колонны с изоляцией межтрубного пространства пакером выше на 10-15 м верхнего уровня перфорационных каналов, производят гидравлический разрыв пласта - ГРП - неколлектора и продуктивного пласта наклонно направленными трещинами с закачкой в них полимерного состава в виде полимерного проппанта, затем техническую колонну с пакером извлекают и производят добычу продукции пласта до снижения дебита более чем на 50% от начального дебита, после чего производят разрушение изоляции продуктивного пласта с повторным вскрытием продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011113202/03A RU2464410C1 (ru) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011113202/03A RU2464410C1 (ru) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2464410C1 true RU2464410C1 (ru) | 2012-10-20 |
Family
ID=47145440
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011113202/03A RU2464410C1 (ru) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2464410C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2714410C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ повышения устойчивости призабойной зоны скважины к разрушению |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU153261A1 (ru) * | ||||
| SU985254A1 (ru) * | 1979-01-29 | 1982-12-30 | Новочеркасский Ордена "Знак Почета" Инженерно-Мелиоративный Институт | Способ Хутор нского Ю.И. креплени неустойчивой кровли водоносного пласта |
| SU1314012A1 (ru) * | 1985-04-23 | 1987-05-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ креплени призабойной зоны пласта |
| SU1754880A1 (ru) * | 1989-08-02 | 1992-08-15 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азсср | Способ креплени призабойной зоны пескопро вл ющих скважин |
| RU2164589C1 (ru) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
| RU2208129C2 (ru) * | 2000-12-13 | 2003-07-10 | Ишкаев Раувель Калимуллинович | Способ крепления скважины |
| CN101387193A (zh) * | 2007-09-13 | 2009-03-18 | 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 | 一种油气井固完井方法 |
| RU2352764C2 (ru) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Елена Александровна Румянцева | Способ крепления призабойной зоны пласта |
| RU2387806C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
-
2011
- 2011-04-05 RU RU2011113202/03A patent/RU2464410C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU153261A1 (ru) * | ||||
| SU985254A1 (ru) * | 1979-01-29 | 1982-12-30 | Новочеркасский Ордена "Знак Почета" Инженерно-Мелиоративный Институт | Способ Хутор нского Ю.И. креплени неустойчивой кровли водоносного пласта |
| SU1314012A1 (ru) * | 1985-04-23 | 1987-05-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ креплени призабойной зоны пласта |
| SU1754880A1 (ru) * | 1989-08-02 | 1992-08-15 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азсср | Способ креплени призабойной зоны пескопро вл ющих скважин |
| RU2164589C1 (ru) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
| RU2208129C2 (ru) * | 2000-12-13 | 2003-07-10 | Ишкаев Раувель Калимуллинович | Способ крепления скважины |
| RU2352764C2 (ru) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Елена Александровна Румянцева | Способ крепления призабойной зоны пласта |
| CN101387193A (zh) * | 2007-09-13 | 2009-03-18 | 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 | 一种油气井固完井方法 |
| RU2387806C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2714410C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ повышения устойчивости призабойной зоны скважины к разрушению |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2543886C (en) | Multiple azimuth control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| US6776238B2 (en) | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore | |
| CA2071266C (en) | Method of sand consolidation with resin | |
| US7748458B2 (en) | Initiation and propagation control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| CA2938890A1 (en) | Method for providing multiple fractures in a formation | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| US9328600B2 (en) | Double hydraulic fracturing methods | |
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CN112065354A (zh) | 海上疏松砂岩筛管完井方式下的射孔压裂结构的改造工艺 | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| US20120305679A1 (en) | Hydrajetting nozzle and method | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| WO2014028105A1 (en) | Penetrating a subterranean formation | |
| RU2541693C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2464410C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170406 |