RU2566542C1 - Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой - Google Patents
Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2566542C1 RU2566542C1 RU2014146083/03A RU2014146083A RU2566542C1 RU 2566542 C1 RU2566542 C1 RU 2566542C1 RU 2014146083/03 A RU2014146083/03 A RU 2014146083/03A RU 2014146083 A RU2014146083 A RU 2014146083A RU 2566542 C1 RU2566542 C1 RU 2566542C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- tubing string
- packer
- reservoir
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины. До спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте. Затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения. Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины. Спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте. Затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порции линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа и эффективности проведения ГРП. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности, может быть использовано для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с подстилающим водоносным пластом.
Известен способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010, бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом 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, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая надежность проведения гидроразрыва пласта, связанная с закачкой проппанта расчетного радиуса, при этом ошибка в расчете может привести к невозможности продавки проппанта в трещину и ее закрепления;
- во-вторых, прорыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации продуктивного пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями (патент RU №2457323, МПК E21B 43/26, опубл. 27.07.2012, бюл. №21), включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с образованием трещины с последующим креплением трещины, при этом в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта (ПЗП) с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа. Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью получения преждевременного «стопа», так как крепление трещины осуществляют с высокой концентрацией проппанта - кварцевого песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, при таких условиях транспортирующая способность жидкости-носителя (пены) резко снижается, что может закупорить трещину в призабойной зоне пласта;
- во-вторых, низкая эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП) вследствие неполного разложения геля в трещине и частичного выноса остатков геля из трещины;
- в-третьих, низкая проводимость трещины вследствие ее крепления кварцевым песком;
- в-четвертых, высокая вероятность прорыва трещины при проведении ГРП с большим расходом через перфорированный интервал по всей высоте пласта через глинистый прослой высотой h менее 4 м в водоносный пропласток, что вызовет резкое обводнение скважины.
Техническими задачами предложения являются повышение надежности реализации способа, а также повышение эффективности проведения ГРП и повышение проводимости трещины в продуктивном пласте, исключение прорыва трещины при проведении ГРП в пласт с подошвенной водой.
Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, включающим спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины.
Новым является то, что до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3, причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля, причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
На фигуре изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, где 1 - добывающая скважина; 2 - продуктивный пласт высотой Н, м; 3 - глинистый прослой (непроницаемый пропласток); 4 - подошвенная вода (водоносный пропласток); 5 - существующая перфорация продуктивного пласта 2 (до реализации способа); 6 - ориентированная перфорация в верхней половине (1/2Н) продуктивного пласта 2 (в процессе реализации способа); 7 - устройство для отсечения нижней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2; 8 - колонна НКТ; 9 - пакер; 10 - трещина гидравлического разрыва пласта; 11′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 100 кг/м3; 11′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;
11′′′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3; 11′′′′ - порция линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3; 12′, 12′′, 12′′′ - порции сшитого геля с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3.
Добывающая скважина 1 (см. фиг. 1) вскрыла продуктивный пласт 2 высотой Н, например, Н=6 м с глинистым прослоем 3 (непроницаемым пропластком), ниже которого находится подошвенная вода (водоносный пропласток) 4. Продуктивный пласт 2 добывающей скважины 1 через существующую перфорацию 5 эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фиг. 1 и 2 не показан). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимо проведение работ по интенсификации добычи нефти из продуктивного пласта 2 добывающей скважины 1. С этой целью производят ГРП продуктивного пласта 2. Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фиг. 1 и 2 не показано) и реализуют предлагаемый способ следующим образом. До спуска в скважину 1 колонны НКТ 8 с пакером 9 (см. фиг. 1) в скважине 1 геофизическими методами, например методом кроссдипольной акустики определяют ориентацию главного максимального напряжения (σmax) в продуктивном пласте 2.
Затем в верхней половине продуктивного пласта 2 высотой (1/2Н)=(1/2)·6=3 м осуществляют перфорацию 6, ориентированную в направлении главного максимального напряжения σmax. Для этого на технологической колонне труб (на фиг. не показана) спускают перфоратор любой известной конструкции, позволяющий производить ориентированную перфорацию, ориентируют перфоратор в направлении главного максимального напряжения σmax и перфорируют интервал верхней 1/3 высоты (Н) продуктивного пласта 2 с образованием перфорационных отверстий (ориентированной перфорации) 6, например, четырех отверстий диаметром 20 мм. Извлекают из скважины 1 колонну технологических труб с перфоратором.
Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта 2 высотой (1/2 Н) = (1/2)·6 м = 3 м скважины 1 посадкой устройства 7, например, извлекаемой пакер-пробки конструкции института «ТатНИПИнефть» (Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма), которую спускают в скважину 1 на технологической колонне труб (на фиг. не показана), после чего осуществляют посадку извлекаемой пакер-пробки в скважине в интервале половины высоты (1/2Н) продуктивного пласта 2, либо отсыпают кварцевым песком (на фиг. не показан) нижнюю часть ствола скважины до интервала нижней половины высоты (1/2 Н) продуктивного пласта 2. Отсечение нижней половины высоты (1/2Н), равной 3 м, продуктивного пласта 2 скважины 1 необходимо для исключения влияния гидроразрывной жидкости на всю высоту - Н=6 м продуктивного пласта 2 и исключения развития трещины вниз через непроницаемый пропласток 3 в водоносный пропласток 4, высотой h менее 4 м. Спускают колонну НКТ 8 с пакером 9 в скважину 1 так, чтобы нижний конец колонны НКТ 8 находился на уровне кровли 9′ продуктивного пласта 2. Производят посадку пакера 9 в скважине 1.
Определяют общий объем гидроразрывной жидкости по следующей формуле:
где Vr - общий объем гидроразрывной жидкости, в качестве которой применяют линейный гель, м3;
k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;
Нп - высота интервала ориентированной перфорации продуктивного пласта 2, м.
В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств продуктивного пласта 2, в котором производят гидравлический разрыв пласта.
Верхняя половина высоты (Н) продуктивного пласта 2 равна (1/2)·6=3 м.
Подставляя в формулу Vr=k·Нп, получаем общий объем гидроразрывной жидкости:
Линейный гель, например динамической вязкостью 30 сП, готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 118).
Осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ 8 через ориентированную перфорацию 6 в интервале верхней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2 гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины 10 в продуктивном пласте 2.
Использование линейного геля и его закачка в продуктивный пласт 2 в направлении главного максимального напряжения σmax с расходом 0,3 м3/мин минимизируют развитие трещины 10 вниз и исключают прорыв трещины в водоносный пропласток 4 через непроницаемый пропласток 3, когда толщина последнего менее 4 м. Например, в процессе образования трещины 10 по колонне НКТ 8 в продуктивный пласт 2 была закачана гидроразрывная жидкость - линейный гель в объеме, например, 16 м3.
Далее производят крепление трещины 10 в продуктивном пласте 2 в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ 8 через 1/3 толщины (Н) ориентированной перфорации 6 продуктивного пласта 2 равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3. Равные порции сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′.
Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину 10 в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.
Таким образом, после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2 процесс ее крепления осуществляют следующим образом.
Оставшийся объем гидроразрывной жидкости (линейного геля) после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2:36 м3-16 м3 = 20 м3 делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 20 м3/4 = 5 м 3.
Кроме того, готовят сшитый гель из условия, что равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, т.е. в объеме: (5 м3·3)/2=7,5 м3.
Объем сшитого геля, равный 15 м3, делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 7,5 м3/3=2,5 м3.
Например, применяют сшитый гель на углеводородной основе с динамической вязкостью 150 сП (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 153).
Далее по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят в три цикла чередующуюся закачку:
- порцию 11′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш с концентрацией 100 кг/м3;
- порцию 12′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 для увеличения плотности сшитого геля;
- порцию 11′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;
- порцию 12′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля;
- порцию 11′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3;
- порцию 12′′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля.
В последнем четвертом цикле по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят чередующуюся закачку:
- порции 11′′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 16/20 меш концентрацией 400 кг/м3;
- 15% водного раствора соляной кислоты, в объеме равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину 10 в процессе крепления трещины 10, т.е. 20 м3+7,5 м3/2=27,5 м3/2=13,75 м3. После чего продавливают 15% водный раствор соляной кислоты в объеме 13,75 м3 в трещину 10 закачкой в колонну НКТ 8 технологической жидкости, например, пресной воды в полуторакратном объеме колонны НКТ 8, например 4,5 м3.
Закачку 15% водного раствора соляной кислоты осуществляют для разрушения в скважине линейного и сшитого гелей до значения вязкости воды и лучшего удаления остатков геля и растворенной соли из трещины 10 в продуктивном пласте после ее закрепления. Облегченный высокопроницаемый проппант фракций 16/20 и 20/40 меш, стойкий к влиянию кислот, изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются «Карбо Керамике (Евразия)» (г. Копейск, Челябинская обл., Россия). Соляная кислота выпускается по ГОСТ 857-95.
В процессе реализации предлагаемого способа плотность закачиваемой смеси линейного геля (динамической вязкостью 30 сП) с облегченным проппантом, в зависимости от указанных концентраций, находится в диапазоне 1033-1115 кг/м3 (низкая плотность), а плотность сшитого геля (динамической вязкостью 150 сП) с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3 составляет 1181 кг/м3 (высокая плотность). Поэтому из-за более высокой вязкости и плотности сшитый гель оседает в нижней части трещины 10 продуктивного пласта 2 и образует своеобразную «подушку», которая, с одной стороны, предотвращает развитие трещины 10 вниз в процессе ее крепления, а с другой, снижает фильтрацию линейного геля в нижележащий глинистый прослой 3, что позволяет сохранить транспортирующую способность линейного геля и исключает закупоривание трещины 10 в призабойной зоне продуктивного пласта 2, что позволяет исключить вероятность возникновения преждевременного «стопа» в процессе крепления трещины и таким образом повысить надежность реализации способа. В результате повышается эффективность проведения ГРП, так как исключается смыкание трещины 10 вследствие равномерного заполнения (крепления) трещины 10 облегченным проппантом путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации.
Закачка соляной кислоты после крепления трещины 10 позволяет повысить проводимость трещины, так как соляная кислота, вступая в химическую реакцию с линейным и сшитым гелями, обеспечивает полное их разрушение, а полный вынос остатков продуктов реакции из трещины 10 обеспечивается при последующем освоении скважины 1. Далее производят стравливание давления из скважины 1. Производят распакеровку пакера 9 в скважине 1 и ее извлечение с колонной НКТ 8 из скважины 1. Затем восстанавливают проходимость ствола скважины 1. Для этого производят удаление устройства, т.е. извлекаемой пакер-пробки 7 из скважины, спуском ловителя на кабеле (на фиг. не показано) или вымывание кварцевого песка из скважины спуском технологической колонны труб.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой позволяет:
- повысить надежность реализации способа за счет исключения преждевременного появления «стопа» путем закачки циклической чередующейся порции линейного геля с облегченным проппантом (низкой плотности) и сшитого геля с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 (высокой плотности);
- повысить эффективность проведения ГРП за счет исключения смыкания трещины вследствие равномерного распределения облегченного проппанта в трещине путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации;
- повысить проводимость трещины в продуктивном пласте вследствие разложения геля в трещине путем закачки в нее водного раствора соляной кислоты с последующим полным извлечением из трещины разложенного геля;
- исключение прорыва трещины в водоносный пропласток в процессе ГРП за счет ориентированной перфорации в верхней половине продуктивного пласта с последующим проведением ГРП в верхней половине трещины при отсеченной нижней половине продуктивного пласта, поэтому расклинивающий эффект и закрепление трещины происходят по верху трещины, что снижает распространение роста трещины вниз.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины, отличающийся тем, что до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3, причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля, причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (ru) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (ru) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2566542C1 true RU2566542C1 (ru) | 2015-10-27 |
Family
ID=54362298
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014146083/03A RU2566542C1 (ru) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2566542C1 (ru) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613689C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2618545C1 (ru) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2622961C1 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2652399C1 (ru) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями |
| RU2656054C1 (ru) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| RU2723806C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| RU2737455C1 (ru) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
| RU2741883C1 (ru) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Способ разработки низкопроницаемых пластов |
| RU2754209C2 (ru) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Способ стимуляции нефтяных и газовых пластов |
| RU2771648C1 (ru) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2410529C1 (ru) * | 2009-06-16 | 2011-01-27 | Кустышев Александр Васильевич | Способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
-
2014
- 2014-11-17 RU RU2014146083/03A patent/RU2566542C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6165947A (en) * | 1997-05-28 | 2000-12-26 | Chang; Frank F. | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| RU2402679C2 (ru) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта |
| RU2410529C1 (ru) * | 2009-06-16 | 2011-01-27 | Кустышев Александр Васильевич | Способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2457323C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2613689C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2618545C1 (ru) * | 2016-02-26 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2618544C1 (ru) * | 2016-03-03 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом |
| RU2622961C1 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |
| RU2656054C1 (ru) * | 2016-06-14 | 2018-05-30 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2644807C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2652399C1 (ru) * | 2017-02-27 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| RU2723806C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта |
| RU2737455C1 (ru) * | 2019-10-03 | 2020-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек |
| RU2754209C2 (ru) * | 2020-01-21 | 2021-08-30 | Александр Юрьевич Мильков | Способ стимуляции нефтяных и газовых пластов |
| RU2741883C1 (ru) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Способ разработки низкопроницаемых пластов |
| RU2771648C1 (ru) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2537719C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| WO2020243172A1 (en) | Proppant-free hydraulic fracturing | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2592582C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2644807C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2531985C1 (ru) | Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2618545C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти |