RU2645688C1 - Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта - Google Patents
Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645688C1 RU2645688C1 RU2016152387A RU2016152387A RU2645688C1 RU 2645688 C1 RU2645688 C1 RU 2645688C1 RU 2016152387 A RU2016152387 A RU 2016152387A RU 2016152387 A RU2016152387 A RU 2016152387A RU 2645688 C1 RU2645688 C1 RU 2645688C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- formation
- acid
- aqueous solution
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 92
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 93
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 38
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 60
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 37
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- -1 3% aqueous HF) Chemical compound 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. При этом предварительно определяют проницаемость и толщину пласта. В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта. Приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла. Причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. По завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой. Технический результат заключается в сохранении проводимости трещины после проведения ГРП при повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта.
Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) (патент RU №2451174, МПК E21B 43/267, опубл. 20.05.2012 в бюл. №14), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону ГРП, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление ГРП с образованием трещины, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины, при этом газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть, а расклинивающий агент - после закачки жидкости разрыва, причем газ используют инертный и закачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва, а в качестве расклинивающего агента используют нефтекислотную эмульсию с добавлением инертного газа в объеме 20-30% при давлении 9 МПа от объема расклинивающего агента, после чего цикл закачки жидкости разрыва с газом и расклинивающего агента повторяют 3-6 раз, а перед освоением в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость с инертным газом в объеме 20-30% при давлении 10 МПа суммарным объемом, равным полуторакратному внутреннему объему колонны НКТ, с последующей технологической выдержкой на 2-3 ч, причем в каждом цикле жидкость разрыва и расклинивающий агент закачивают равными долями от общего объема.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность ГРП, связанная с ограничением развития трещины в длину, так как ГРП проводится циклической закачкой жидкости разрыва и расклинивающего агента, поэтому при расклинивании трещины происходит вступление нефтекислотной эмульсии в реакцию с породой в приствольной зоне скважины. По этой причине невозможна доставка нефтекислотной эмульсии вглубь пласта, поэтому трещина не развивается в длину и при циклической закачке жидкости разрыва и расклинивающего агента равными долями от общего объема трещина лишь частично увеличивается в объеме;
- во-вторых, низкое качество раскрытия трещины, так как образовавшаяся трещина имеет низкую фильтрационную способность вследствие образования фильтрационной корки на стенках трещины из-за оседания в порах трещины, не разрушенной нефтекислотной эмульсией;
- в-третьих, низкое качество очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. В итоге закольматированные поры пласта снижают нефтеотдачу после проведения ГРП;
- в-четвертых, применение сырой нефти создает высокую пожароопасность и требует большего технического и качественного контроля.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта в скважине (патент RU 2455478, МПК Е21B 43/26, опубл. в бюл. №19 от 10.07.2012 г.), включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва, при этом перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, рассчитывают суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва, причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку химических реагентов в трещину закачкой товарной нефти в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая проводимость трещины, обусловленная тем, что внутри трещины гелеобразная жидкость разрыва вступает в реакцию с кислотой, в результате чего выпадает в осадок полимер, который закупоривает поры пласта;
- во-вторых, низкая эффективность ГРП, связанная с тем, что состав кислоты и ее концентрация, применяемые при реализации способа с целью протравливания трещины, не учитывают величину проницаемости пласта. Это снижает качество протравливания трещины разрыва и величину ее раскрытия;
- в-третьих, низкая продуктивность скважины после проведения ГРП, так как невозможно произвести отклонения кислоты в менее проницаемые прослои пласта с целью образования сети разветвленных микротрещин;
- в-четвертых, при проведении ГРП используют товарную нефть, что создает высокую пожароопасность и оказывает негативное воздействие на экологию окружающей среды при разливе нефти на устье скважины.
Техническими задачами изобретения являются сохранение проводимости трещины и повышение эффективности ГРП, увеличение продуктивности скважины после проведения ГРП и исключение пожароопасности при проведении ГРП и отрицательного воздействия на экологию окружающей среды.
Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва карбонатного пласта - ГРП в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.
Новым является то, что предварительно определяют проницаемость и толщину пласта, в качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта, приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла, причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3, по завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой.
На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва карбонатного пласта осуществляется следующим образом.
Способ ГРП в скважине 1 (см. фиг. 1) включает перфорацию стенок скважины каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1. Далее в скважину 1 в зону гидроразрыва производят спуск колонны НКТ 3 с пакером 4 так, чтобы пакер 4 находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, после чего осуществляют герметизацию заколонного пространства, т.е. производят посадку проходного пакера любой известной конструкции. Перед проведением ГРП (см. фиг. 1) на устье скважины верхний конец колонны труб 3 обвязывают через насосные агрегаты 7, 8, 9 с соответствующими емкостями для гелеобразной жидкости 10, смеси кислот 11, кислотной эмульсии 12. На нагнетательных линиях насосных агрегатов 7, 8 и 9 установлены соответствующие задвижки 13, 14, 15.
В процессе проведения ГРП трещину разрыва формируют и развивают трехкратной циклической закачкой химических реагентов в пласт 6 (см фиг. 1, 2 и 3) по колонне НКТ 3.
Каждый цикл состоит из последовательной закачки гелеобразной жидкости разрыва, смеси кислот и кислотной эмульсии.
В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3,0 кг/м3. Это означает, что 1,0 м3 пресной воды плотностью 1000 кг/м3 содержит 3,0 кг гелеобразователя любого известного производителя.
Перед проведением ГРП готовят в емкости необходимое количество химических реагентов из расчета, что в каждом цикле линейный гель закачивают порциями 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 6, разделенное на количество циклов, смесь кислот - 1 м3 на 1 м толщины пласта 6, разделенное на количество циклов, а кислотную эмульсию - 0,5 м3 на 1 м толщины пласта 6, разделенное на количество циклов. Например, толщина пласта 6, подлежащего проведению ГРП, составляет 6 м, учитывая вышеизложенное, предлагаемый процесс ГРП реализуют в три цикла, получают расчет необходимого количества химических реагентов для каждого цикла:
- линейный гель с концентрацией 3 кг/м3 закачивают порциями по
1,5 м3/м⋅6 м/3 = 9,0 м3/3 = 3,0 м3;
- смесь кислот закачивают порциями по 1,0 м3/м⋅6,0 м/3 = 6,0 м3/3 = 2,0 м3;
- кислотную эмульсию закачивают порциями по 0,5 м3/м⋅6,0 м/3 = 3,0 м3/3=1,0 м3.
Далее подбирают концентрацию смеси кислот и кислотной эмульсии в зависимости от проницаемости пород пласта 6, которая была подобрана опытным путем.
Смесь кислот состоит из смеси соляной кислоты - HCI и фтороводородной кислоты - HF. Эффективность протравливания трещины ГРП и увеличения величины ее раскрытия зависит от концентрации смеси кислот, которая, в свою очередь, зависит от проницаемости пород пласта 6.
При проницаемости пород пласта свыше 100 мД концентрации:
- смеси кислот: 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF. Смесь кислот готовят на устье скважины в емкости 11 для смеси кислот. Для приготовления 1,0 м3 смеси кислот с концентрацией (12%-ного водного раствора HCl, 3%-ного водного раствора HF) смешивают HCl - 0,12 м3; HF - 0,03 м3; вода - остальное;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 9:1. Кислотную эмульсию готовят на устье скважины в емкости 12 для кислотной эмульсии. Для приготовления 1,0 м3 кислотной эмульсии при соотношении 9:1 (15%-ного водного раствора HCl: углеводородный растворитель) смешивают HCl - 0,9 м3; углеводородный растворитель - 0,1 м3.
Могут применять кислоты любого производителя.
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, дистиллят любого известного производителя.
При проницаемости пород пласта от 20 до 100 мД концентрации:
- смеси кислот: 10%-ного водного раствора HCl и 2%-ного водного раствора HF. Смесь кислот готовят на устье скважины в емкости 11 для смеси кислот. Для приготовления 1,0 м3 смеси кислоты с концентрацией (10%-ного водного раствора HCl, 2%-ного водного раствора HF) смешивают HCl - 0,10 м3; HF - 0,02 м3; вода - остальное;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2. Кислотную эмульсию готовят на устье скважины в емкости 12 для кислотной эмульсии. Для приготовления 1,0 м3 кислотной эмульсии при соотношении 8:2 (15%-ного водного раствора HCl: углеводородный растворитель) смешивают HCl - 0,8 м3; углеводородный растворитель - 0,2 м3.
При проницаемости пород пласта ниже 20 мД концентрации:
- смеси кислот: 6%-ного водного раствора HCl и 1,0%-ного водного раствора HF. Смесь кислот готовят на устье скважины в емкости 11 для кислоты. Для приготовления 1,0 м3 смеси кислот с концентрацией (6%-ного водного раствора HCl, 1%-ного водного раствора HF) смешивают HCl - 0,06 м3; HF - 0,01 м3; вода - остальное;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного водного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. Кислотную эмульсию готовят на устье скважины в емкости 12 для кислотной эмульсии. Для приготовления 1 м3 кислотной эмульсии при соотношении 8:2 (смесь 15%-ного водного раствора HCl: углеводородный растворитель) смешивают HCl - 0,7 м3; углеводородный растворитель - 0,3 м3.
Повышается эффективность ГРП, так как состав кислоты и концентрации смеси кислот и кислотной эмульсии, применяемые для протравливания сформированной трещины при реализации способа, подбираются в зависимости от величины проницаемости породы пласта, что повышает качество протравливания трещины разрыва и увеличивает величину ее раскрытия. Например, проницаемость пород пласта составляет 120 мД при толщине пласта 6, равной 2 м, состоит из трех циклов закачки. Тогда концентрация химических реагентов:
- смеси кислот: 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1.
Таким образом, в емкости для гелеобразной жидкости 10 готовят: 1,5 м3/м⋅2 м (толщина пласта)⋅3 (количество циклов) = 9,0 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3.
В емкости для смеси кислот 11 готовят: 1,0 м3/м⋅2 м (толщина пласта)⋅3 (количество циклов) = 6,0 м3 смеси кислот следующей концентрации: 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF.
В емкости для кислотной эмульсии готовят 0,5 м3/м⋅2 м (толщина пласта)⋅3 (количество циклов) = 3,0 м3 кислотной эмульсии при соотношении 9:1 (смесь 15%-ного водного раствора HCl: углеводородный растворитель), т.е. смешивают HCl - 0,9 м3⋅3 = 2,7 м3; углеводородный растворитель - 0,1⋅3 = 0,3 м3.
Начинают процесс ГРП.
Первый цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 линейного геля с концентрацией 3 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16' (см. фиг. 1). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 смеси кислот в концентрации 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,0 м3 кислотной эмульсии при соотношении 9:1 смеси 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем.
В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16' образуются новые разветвленные трещины 17', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Второй цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 линейного геля с концентрацией 3 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16'' (см. фиг. 2). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 смеси кислот с концентрацией 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,0 м3 кислотной эмульсии смеси 15%-ного водного раствора HCl:углеводородный растворитель при соотношении 9:1. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16'' образуются новые разветвленные трещины 17'', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Третий цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 линейного геля с концентрацией 3 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16''' (см. фиг. 3). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 смеси кислот с концентрацией 12%-ного водного раствора HCl и 3%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 6 1,0 м3 кислотной эмульсии смеси 15%-ного водного раствора HCl:углеводородный растворитель при соотношении 9:1. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16''' образуются новые разветвленные трещины 17''', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Повышается продуктивность скважины за счет формирования первоначальной трещины с последующим ее развитием, протравливанием и созданием сети разветвленных трещин в менее проницаемых прослоях пласта, а именно:
- первый цикл состоит из формирования первоначальной трещины разрыва, протравливания первоначальной трещины разрыва и образования новых путем отклонения кислоты в менее проницаемые прослои пласта;
- второй и последующие циклы состоят из последовательного развития первоначальной трещины и их протравливания и образования новых путем отклонения кислоты в менее проницаемые прослои пласта.
По окончании третьего цикла производят продавку закачанных химических реагентов из колонны НКТ 3 в пласт 6 пресной водой, например, плотностью 1000 кг/м3 в полуторакратном объеме колонны НКТ 3, например в объеме 6,0 м3, из автоемкости 18 с помощью насосного агрегата 7 (см. фиг. 3) через открытую задвижку 13, при закрытых задвижках 14 и 15. После чего скважина 1 остается на реагирование с породой пласта на 1-2 ч.
Применение вместо сырой нефти пресной воды для продавки химических реагентов из колонны НКТ 3 в пласт после завершения последнего цикла закачки исключает пожароопасность проведения ГРП и не оказывает отрицательное воздействие на экологию окружающей среды.
Далее удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), по колонне НКТ 3 (см. фиг. 3) в двукратном объеме ствола скважины 1, например в объеме 30,0 м3. После чего срывают пакер 4 и извлекают его с колонной НКТ 3 из скважины 1. Процесс ГРП окончен.
В результате проведения ГРП сохраняется проводимость трещины, так как в качестве гелеобразной жидкости применяется линейный гель с концентрацией 3,0 кг/м3, что исключает химическую реакцию с кислотой и не закупоривает поры пласта, так как линейный гель не выпадает в осадок.
Выше приведен пример при проницаемости пород пласта свыше 100 мД.
Ниже рассмотрим два примера реализации способа при проницаемости пород пласта от 20 до 100 мД и ниже 20 мД.
1. Пример конкретного применения при проницаемости пород пласта 6 от 20 до 100 мД.
Проницаемость пород пласта составляет 70 мД, толщина пласта 6 равна 9 м.
Предлагаемый процесс ГРП реализуют в три цикла.
Тогда в каждом цикле:
- линейный гель с концентрацией 3 кг/м3 закачивают порциями:
1,5 м3/м⋅9,0 м/3 = 13,5 м3/3 = 4,5 м3;
- смесь кислот закачивают порциями:
1,0 м3/м⋅9,0 м/3 = 9 м3/3 = 3 м3;
- кислотную эмульсию закачивают порциями:
0,5 м3/м⋅9,0 м/3 = 4,5 м3/3 = 1,5 м3.
Далее для проницаемости пород пласта 6, равной 70 мД, подбирают концентрации:
- смеси кислот: 10%-ного водного раствора HCl и 2%-ного водного раствора HF;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного водного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2.
Таким образом, в емкости для гелеобразной жидкости 10 готовят 13,5 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3.
В емкости для смеси кислот 11 готовят 9 м3 смесь кислот с концентрацией: 10%-ного водного раствора HCl и 2%-ного водного раствора HF.
В емкости для кислотной эмульсии 12 готовят 4,5 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: 15%-ного водного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2.
Начинают процесс ГРП.
Первый цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 4,5 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16' (см. фиг. 1). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 смеси кислот с концентрацией 10%-ного водного раствора HCl и 2%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,5 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного водного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16' образуются новые разветвленные трещины 17', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Второй цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 4,5 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16'' (см. фиг. 2). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 смеси кислот с концентрацией 10%-ного водного раствора и HCl и 2%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 6 1,5 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного водного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16'' образуются новые разветвленные трещины 17'', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Третий цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 4,5 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16''' (см. фиг. 3). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 3,0 м3 смеси кислот с концентрацией 10%-ного водного раствора HCl и 2%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 6 1,5 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 8:2. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16''' образуются новые разветвленные трещины 17''', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
По окончании третьего цикла производят продавку закачанных в колонну НТК 3 химических реагентов по колонне НКТ 3 в пласт 6 пресной водой, например, плотностью 1000 кг/м3 в полуторакратном объеме колонны НКТ 3, например в объеме 6 м3, из автоемкости 18 с помощью насосного агрегата 7 (см. фиг. 3) через открытую задвижку 13 при закрытых задвижках 14 и 15. После чего скважина 1 остается на реагирование кислоты с породой пласта на 1-2 ч. Далее удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), по колонне НКТ 3 (см. фиг .3) в двукратном объеме ствола скважины 1, например в объеме 30,0 м3. После чего срывают пакер 4 и извлекают его с колонной НКТ 3 из скважины 1. Процесс ГРП окончен.
2. Пример конкретного применения при проницаемости пород пласта ниже 20 мД.
Проницаемость пород пласта составляет 10 мД, толщина пласта 6 равна 4 м.
Предлагаемый процесс ГРП реализуют в три цикла.
Тогда в каждом цикле:
- линейный гель с концентрацией 3,0 кг/м3 закачивают порциями: 1,5 м3⋅4/3 = 6 м3/3 = 2,0 м3;
- смесь кислот закачивают порциями: 1,0 м3⋅4/3 =4 м3/3 = 1,33 м3;
- кислотную эмульсию закачивают порциями: 0,5 м3⋅4/3 = 2,0 м3/3 = 0,67 м3.
Далее для проницаемости пород пласта 6, равной 10 мД, подбирают концентрацию:
- смеси кислот: 6%-ного водного раствора HCl и 1,0%-ного водного раствора HF;
- кислотной эмульсии: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3.
Таким образом, в емкости для гелеобразной жидкости 10 готовят 6 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3.
В емкости для смеси кислот 11 готовят 4 м3 смеси кислот с концентрацией: 6%-ного водного раствора HCl и 1%-ного водного раствора HF.
В емкости для кислотной эмульсии готовят 2 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3.
Начинают процесс ГРП.
Первый цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16' (см. фиг. 1). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,33 м3 смеси кислот с концентрацией 6%-ного водного раствора HCl и 1,0%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 0,67 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. В результате воздействия кислотной эмульсии трещины 16' образуются новые разветвленные трещины 17', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Второй цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16'' (см. фиг. 2). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,33 м3 смеси кислот с концентрацией 6%-ного водного раствора HCl и 1%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 6 0,67 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16'' образуются новые разветвленные трещины 17'', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
Третий цикл
Открывают задвижку 13, задвижки 14 и 15 закрыты, запускают насосный агрегат 7 и из емкости 10 для гелеобразной жидкости разрыва с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 2,0 м3 линейного геля с концентрацией 3,0 кг/м3. Формируют в пласте 6 первоначальную трещину разрыва 16''' (см. фиг. 3). Далее закрывают задвижку 13, открывают задвижку 14 при закрытой задвижке 15, запускают насосный агрегат 8 и из емкости 11 для смеси кислот с помощью насосного агрегата 8 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 1,33 м3 смеси кислот с концентрацией 6%-ного водного раствора HCl и 1%-ного водного раствора HF, протравливают и раскрывают трещину 16'''. Затем закрывают задвижку 14, открывают задвижку 15 при закрытой задвижке 13, запускают насосный агрегат 9 и из емкости 12 для кислотной эмульсии с помощью насосного агрегата 9 по колонне НКТ 3 закачивают в пласт 6 0,67 м3 кислотной эмульсии с концентрацией: смесь 15%-ного раствора HCl с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. В результате воздействия кислотной эмульсии из трещины 16''' образуются новые разветвленные трещины 17''', направленные в менее проницаемые прослои пласта 6.
По окончании третьего цикла производят продавку химических реагентов из колонны НКТ 3 в пласт 6 пресной водой, например, плотностью 1000 кг/м3 в полуторакратном объеме колонны НКТ 3, например в объеме 6 м, из автоемкости 18 с помощью насосного агрегата 7 (см. фиг. 3) через открытую задвижку 13 при закрытых задвижках 14 и 15. После чего скважина 1 остается на реагирование кислоты с породой пласта 6 на 1-2 ч. Далее удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), по колонне НКТ 3 (см. фиг. 3) в двукратном объеме ствола скважины 1, например в объеме 30,0 м3. После чего срывают пакер 4 и извлекают его с колонной НКТ 3 из скважины 1. Процесс ГРП окончен.
Предлагаемый способ ГРП в скважине позволяет:
- сохранить проводимость трещин после проведения ГРП;
- повысить эффективность проведения ГРП;
- увеличить продуктивность скважины после проведения ГРП;
- исключить пожароопасность при проведения ГРП и негативное воздействие на экологию окружающей среды.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта - ГРП в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, отличающийся тем, что предварительно определяют проницаемость и толщину пласта, в качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта, приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла, причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3, по завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152387A RU2645688C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152387A RU2645688C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645688C1 true RU2645688C1 (ru) | 2018-02-27 |
Family
ID=61258810
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152387A RU2645688C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2645688C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116971778A (zh) * | 2023-08-15 | 2023-10-31 | 河南理工大学 | 一种地面复合压裂防治煤矿硬顶冲击地压的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2455478C1 (ru) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2485306C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| US20140034319A1 (en) * | 2012-08-06 | 2014-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Wellbore Servicing Apparatus for Production Completion of an Oil and Gas Well |
| RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
-
2016
- 2016-12-28 RU RU2016152387A patent/RU2645688C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2455478C1 (ru) * | 2011-02-04 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта |
| RU2473798C1 (ru) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2485306C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| US20140034319A1 (en) * | 2012-08-06 | 2014-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Wellbore Servicing Apparatus for Production Completion of an Oil and Gas Well |
| RU2531775C1 (ru) * | 2013-10-01 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина" | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116971778A (zh) * | 2023-08-15 | 2023-10-31 | 河南理工大学 | 一种地面复合压裂防治煤矿硬顶冲击地压的方法 |
| CN116971778B (zh) * | 2023-08-15 | 2024-03-22 | 河南理工大学 | 一种地面复合压裂防治煤矿硬顶冲击地压的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Clark | A hydraulic process for increasing the productivity of wells | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2513586C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2547191C1 (ru) | Способ гидроразрыва карбонатного пласта | |
| RU2012114259A (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2490437C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородного сырья | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| RU2695908C1 (ru) | Способ заканчивания скважины |