RU2759247C1 - Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек - Google Patents
Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759247C1 RU2759247C1 RU2020117077A RU2020117077A RU2759247C1 RU 2759247 C1 RU2759247 C1 RU 2759247C1 RU 2020117077 A RU2020117077 A RU 2020117077A RU 2020117077 A RU2020117077 A RU 2020117077A RU 2759247 C1 RU2759247 C1 RU 2759247C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- pressure
- stage
- fracture
- closed
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для стимуляции скважин методом гидравлического разрыва пласта. Предложен способ гидравлического разрыва пласта, включающий следующие этапы: спускают хвостовик с заколонными пакерами и равнопроходными муфтами ГРП, далее на колонне НКТ/ГНКТ спускают ключ, с помощью которого открывают муфты, при этом колонну НКТ/ГНКТ размещают над нижней муфтой, выполняют промывку заколонного интервала при открытом штуцере на поверхности и отсутствии противодавления в затрубном пространстве. Единовременно останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления. На втором этапе обработки осуществляют очистку, где прокачивают рабочую жидкость ГРП для удаления остатков бурового раствора и глинистой корки, при этом выполняется этап соблюдения материального баланса, и контроль выхода жидкости на поверхность, оценивая её на содержание твердых веществ, при этом штуцер не применяется, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления. На третьем этапе производят оценку градиента давления ГРП, выполняя мини-ГРП со ступенчатым тестом, на разных расходах, при этом штуцер закрыт для определения градиента ГРП, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления. На четвертом этапе производят кислотную обработку пласта, размещая по затрубу объем кислоты, равный объему затруба открытого ствола, при закрытом штуцере на поверхности, при этом весь объем кислоты закачивают в пласт при давлении ниже давления ГРП. На пятом этапе производят гидроразрыв пласта, выполняют промывку интервала скважины от продуктов реакции кислотной обработки циркуляцией 2-3 объемов обрабатываемого интервала до выхода продуктов реакции, закрывают штуцер на поверхности и начинают закачку подушки, развивая трещину вдоль ствола скважины, закрывают штуцер на поверхности и начинают закачку рабочей жидкости ГРП, развивая трещину вдоль ствола скважины. В случае низких утечек рабочей жидкости в пласт, при низкой проницаемости коллектора и росте забойного давления, создающего риск развития трещины в высоту, обеспечивают стравливание части давления через штуцер на поверхности. При подаче проппанта в поток штуцер полностью закрывают до конца работы, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления, производят подъем разобщающего пакера и осуществляют переход на следующий интервал обработки в скважине, затем операции повторяют в той же последовательности до полного охвата всей длины скважины. Достигается технический результат – ограничение роста трещины ГРП по вертикали для обеспечения равномерной выработки продуктивных пластов и соответственно повышение нефтеотдачи пласта и в тоже время минимизация риска прорыва в выше- и нижезалегающие пласты. 8 ил.
Description
Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта с ростом трещин из линейного источника вдоль горизонтального ствола скважины относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применен для стимуляции скважин методом гидравлического разрыва пласта в целевых коллекторах, ограниченных барьерами с напряжением, незначительно отличающимися от целевого интервала.
Предпринимается множество попыток разработать методы, позволяющие избежать распространения трещины гидроразрыва в водоносные и газоносные горизонты, которые можно грубо разделить на три основные категории. Краткое описание этих общих категорий методов приводится ниже, а также дается общая оценка их эффективности при достижении поставленных задач.
• Гибридный ГРП: Использование легкоподвижных / маловязких жидкостей для гидроразрыва при сниженных скоростях закачки; этот подход получил широкое применение при разработке нефтяных пластов. Такой метод снижает общую стоимость, но, вероятно, ограничен отношением длины/высоты трещины около 2 [RU 2523316].
• Модификаторы фазовой проницаемости (МФП): Использование МФП было многократно опробовано, однако результаты выглядят неудовлетворительными и неубедительными. Этот метод является дорогостоящим и, как правило, также приводит к снижению общего коэффициента продуктивности после ГРП (из-за сильного загрязнения пласта) [RU 2506298].
• Барьерный ГРП: Размещение дополнительной трещины ГРП в водяной части залежи для создания дополнительного барьера напряжений для отвода трещины ГРП. Это дорогостоящий метод, отнимающий много времени, но, возможно, он обеспечивает отношение длины к высоте трещины на уровне от 2 до 3 (схожая методика описана патенотом [RU 2496977]).
Известен способ [RU 2656054] проведения гидравлического разрыва пласта, включающий закачку технологической жидкости для создания, развития и закрепления трещины, отличающийся тем, что закачка осуществляется с кратковременными остановками, момент и продолжительность которых определяется на основании анализа динамики смыкания трещины, а рабочая технологическая жидкость представлена чередованием пачек с небольшими мгновенными утечками и высокой вязкостью с низковязкими пачками, но с достаточной несущей способностью проппанта и последней-замыкающей пачкой рабочей жидкости, содержащей максимальную концетрацию диструктора (брейкера). Подразумевается, что данные чередующиеся пачки рабочих жидкостей малосмешиваются в процессе закачки.
Недостатком данного технического решения является то, что Гидравлический разрыв пласта производится через один интервал (перфорации либо муфту ГРП) соответственно, в зоне соприкосновения скважины с пластом будет максимальная высота трещины и в случае увеличения порового давления будет происходить рост трещины по высоте. Даже остановки закачек на непродолжительное время не будут сопутствовать уменьшению пластового давления в зоне ПЗП. Получается, что для проведения ГРП в условиях создания длинных трещин и малой высотой, но с большой протяженностью по длине соблюсти соотношение 1 к 50 (высота к длине) не представляется возможным.
Технической проблемой, решение которой обеспечивается при осуществлении изобретения, является разработка способа в условиях низкого контраста напряжений между пластами многопластовой залежи и отсуттвия контрасных барьеров, разделяющих вышележащие газоносные пласты и подстилающую воду, ограничения роста трещины ГРП по вертикали для обеспечения равномерной выработки продуктивных пластов, повышения нефтеотдачи.
Ограничение высоты трещины можно достичь при определенном подходе к заканчиванию скважины. Развитие любой трещины при заканчивании скважины открытым горизонтальным стволом с ориентацией в направлении максимального напряжения таким образом, чтобы трещины ГРП были продольными. В этом случае развитие трещины будет происходить из линейного источника.
Контраст напряжений вдоль горизонтального ствола скважины, пробуренного в азимуте плоскости максимального напряжения горных пород, будет меньше контраста напряжений в пласте. В этом случае будет наблюдаться более низкая разница давлений вдоль ствола скважины, и трещина будет расти преимущественно вдоль ствола. Это возможно достичь за счет использования двух отдельных муфт ГРП вверху и внизу изолированной части открытого горизонтального ствола скважины. После циркуляции жидкости для очистки интервала перед ГРП штуцер на поверхности закрывают для инициации трещины; как только трещина ГРП выросла на всю длину необсаженной части, давление начинает расти и происходит рост трещины ГРП в высоту с инициацией трещины как линейного источника
Заканчивание горизонтальной скважины будет производиться сегментировано; после бурения горизонтальной части будет спущен хвостовик с набором заколонных пакеров. Расстояние между заколонными пакерами, будет выбираться на каждый сегмент открытого ствола скважины; ствол скважины должен быть сегментирован. Муфты ГРП будут спускаться в составе хвостовика, и расстояние между ними будет определено на этапе проектирования. Муфты ГРП должны быть такого типа, которые спускаются в закрытом виде, но их можно будет открывать и закрывать, спустив специальный инструмент (ключ) на колонне НКТ/ГНКТ.
Краткое описание чертежей
Фиг.1, Принципиальная схема/отображение метода заканчивания;
Фиг.2, Этап 1 (Стадия циркуляции);
Фиг.3, Этап 2 (Стадия пачки загеленной жидкости для промывки в турбулентном режиме);
Фиг.4, Стадия 3 (SRT/SDT, оценка градиента давления ГРП и трений в призабойной зоне при ступенчатом тесте);
Фиг.5, Стадия 4 (кислотная обработка пласта);
Фиг.6, Стадия 5 (ГРП);
Фиг.7, Геометрия радиальной трещины;
Фиг.8, Геометрия эллиптической трещины.
Спускают хвостовик (и оборудование заканчивания) и производят опрессовку всей системы. Затем в скважину спускают смещающий инструмент на колонне НКТ/ГНКТ и с его помощью открывают верхнюю и нижнюю муфты ГРП. Колонну НКТ/ГНКТ размещают над нижней муфтой ГРП и там устанавливают разобщающий пакер (Фиг. 1), где 1 - заколонные пакера; 2 - муфты ГРП; 3 - эксплуатационная колонна хвостовика; 4 - Колонна НКТ/ГНКТ, применяемая для закачки; 5 - открытый ствол; 6 - пакер на колонне НКТ/ГНКТ. Выполняют все этапы ГРП и работы по интенсификации притока в данном участке следующим образом: - Выполняют промывку интервала, как показано на Фиг. 2. (На этом этапе необходимо тщательное соблюдение материального баланса: необходим постоянный мониторинг значений QP, QR и QL, где QP=QR+QL (На этом этапе штуцер на поверхности открыт, и поэтому противодавление в затрубном пространстве отсутствует)); - Насосы останавливают (единовременно) и осуществляют запись кривой падения давления (предпочтительно использование глубинного манометра на колонне НКТ/ГНКТ); - Вторым этапом обработки будет этап очистки, при котором закачивают турбулентную гелевую пачку для удаления бурового раствора и глинистой корки, как показано на Фиг. 3 (вновь выполняется этап соблюдения материального баланса, и контроль выхода бурового раствора на поверхность, оценивается на содержание твердых веществ), штуцер не применяется; - Насосы останавливают (единовременно) и осуществляют запись кривой падения давления (предпочтительно использование глубинного манометра на колонне НКТ/ГНКТ); - На третьем этапе производят оценку градиента давления ГРП выполняя мини ГРП со ступенчатым тестом (см. Фиг. 4), на разных расходах (SRT/SDT) (во время этого этапа штуцер закрыт для определения градиента ГРП и SRT/SDT); - Насосы останавливают (единовременно) и осуществляют запись кривой падения давления (предпочтительно использование глубинного манометра на колонне НКТ/ГНКТ); - На четвертом этапе производят кислотную обработку пласта, как показано на Фиг. 5 (объем кислоты, эквивалентный объему затруба открытого ствола интервала обработки) размещается по затрубу. На этом этапе штуцер закрыт, и весь объем кислоты закачивается в пласт (ниже давления ГРП); - Насосы останавливают (единовременно) и осуществляют запись кривой падения давления (предпочтительно использование глубинного манометра на колонне НКТ/ГНКТ); - На пятом этапе производят гидроразрыв пласта, (см. Фиг. 6). Вначале выполняется промывка интервала скважины от продуктов реакции кислотной обработки циркуляцией 2-3 объемов обрабатываемого интервала до выхода продуктов реакции. После промывки закрывается штуцер и начинается закачка рабочей жидкости ГРП для развития трещины вдоль ствола скважины. В случаи низких утечек рабочей жидкости в пласт (обусловленных низкой проницаемостью коллектора) и роста забойного давления, создающего риск развития трещины в высоту, допускается подтравливать часть давления через штуцер. После начала подачи проппанта в поток штуцер полностью закрывают до конца работы. Насосы останавливают (единовременно) и осуществляют запись кривой падения давления (предпочтительно использование глубинного манометра на колонне НКТ) Далее производят подъем разобщающего пакера. При переходе на следующий сегмент в скважине стимулированную зону изолируют (производят закрытием муфт с помощью инструмента/ключа). Затем операции выполняют в той же последовательности до полного охвата всей длины горизонтального ствола скважины. После выполнения ГРП на всех сегментах производится СПО (спуско-подъемная операция) инструмента/ключа для открытия всех муфт ГРП. На финальной стадии произволится спуск УЭЦН и запуск скважины в работу.
В Таблице 10 представлены данные наблюдений, получаемые на различных этапах.
Для частного случая отсутствия контрастов напряжений по глубине, что рассмотрим взаимосвязь между переменными, которая имеет место во время роста трещины; это соотношение определяется ссылкой на схему, представленную на Фиг. 7.
Исходя из общей теории гидроразрыва. Мы можем показать, как применяется следующее уравнение:
Где: Pviscous = Вязкостная составляющая эффективного давления в трещине ГРП (psi)
Q = Подача насоса (фактически 50% подачи) при ГРП (барр/мин)
Е' = Модуль плоской деформации Е'=E/(1-ν2), где ν - коэф. Пуассона (psi)
Hf = Общая высота образованной трещины (футы)
Xf =Общая длина образованной трещины (футы)
μ = Вязкость жидкости ГРП (сП)
Pviscous является составляющей эффективного чистого давления. Для случая отсутствия значимого контраста напряжений по вертикали, когда процесс развивается из точечного источника, решением по минимальному расходу энергии для развития трещины всегда будет радиальная геометрия (как показано на Фиг. 7). В этих случаях образованная полудлина трещины Xf будет развиваться однородно, при простом соотношении к высоте образованной трещины Hf 2:1, т.е. радиально.
Эта упрощенная геометрия гидравлического разрыва пласта показывает основную причину проблемы, возникающей при гидроразрыве в зоне с подстилающей водой или/и в подгазовой зоне; образование полудлины трещины неразрывно связано с образованием соответствующей высоты трещины. Как отмечено выше, это связано с тем, что трещина создается из точечного источника, и в этом случае результатом будет радиальная трещина. Возникает вопрос: всегда ли трещины ГРП генерируются как точечные источники, или существует способ создавать трещины из линейного источника; как мы увидим, линейный источник создаст другую геометрию трещины.
Приведенные соотношения в таблице 9 демонстрируют результаты различных существующих вариантов строительства ствола скважины, в зависимости от создания точечных или линейных источников. Рассматриваются следующие случаи: обсаженные и зацементированные или открытые сегментированные стволы скважин, для случаев, когда они пробурены как вертикальные/наклонные скважины или горизонтальные скважины, ориентированные в направлении σh min, или горизонтальные скважины, ориентированные в направлении σh шах. Теперь обсудим каждый из этих результатов по очереди:
• Точечный источник: Как мы уже видели, когда трещина образуется из точечного источника, результатом является радиальная трещина с упрощенной геометрией. Ее распространение в высоту негативно влияет на раскрытие зоны ниже газонефтяного (ГНК) или выше водонефтяного (ВНК) контакта. Поэтому мы можем исключить все сценарии, в которых геометрия трещины образуется как точечный источник, поскольку они не будут образовывать необходимую геометрию трещины, как необходимо в данном случае.
• Линейный источник (вертикально ориентированный): В случае вертикальных скважин, зацементированных (полностью перфорированных) или с открытым стволом, мы видим, что результатом ГРП будет линейный источник. Однако данный линейный источник направлена вертикально, то есть непосредственно на газонефтяной или водонефтяной контакты и ограничен мощностью пласта, поэтому этот сценарий, очевидно, также не представляет интереса.
• Линейный источник (горизонтально ориентированный): Только в случае горизонтальной скважины, ориентированной в направлении максимального горизонтального напряжения, создается горизонтально ориентированный линейный источник. Как мы увидим, такой линейный источник будет стимулировать рост трещины вдоль ствола между ГНК и ВНК эллиптическим образом, что минимизирует рост трещины в высоту; это именно тот сценарий, который наиболее желателен.
Как показывает Таблица 9, только один из этих сценариев приводит в результате к образованию трещины из линейного источника, которая имеет необходимую нам ориентацию.
На Фиг. 8 дан пример схематичного развития трещин ГРП в виде софокусных эллипсов. Интервал обработки, равен D, а длины большой и малой осей равны соответственно Xf и Hf / 2. Условие постоянного расстояния между фокусами определяет семейство эллипсов, представленных уравнением:
Где: α = Соотношение длины / высоты трещины (2Xf/Hf) и
r = Безразмерная величина проникновения трещины (Hf/D))
Таким образом, геометрию трещины можно полностью описать в категориях фиксированного размера D и переменной величины r. Площадь поверхности трещины Af затем описывается следующим уравнением:
Исходя из допущения, что трещина имеет форму эллипсоида, а ширина по центру равна wf, общий объем трещины Vf описывается следующим уравнением:
Жесткость трещины (условие при котором трещина ГРП начинает развиватся из точечного источника), S, зависит от модуля плоской деформации Е' пласта и длин большой и малой осей трещины. В работах Green and Sneddon, 1950, и Daneshy, 1973, показано, что приложение равномерного избыточного давления Pnet в трещине приведет к деформации эллипсоидальной формы с шириной по центру wf.
Где: Е(к) = Полный эллиптический интеграл второго порядка, и
k = Функция соотношения длины / высоты = 1-α2 или = (1+r2)-1
Величина k возрастает с 1 до π/2 по мере возрастания проникновения трещины, и геометрия трещины меняется от трещины Кристоновича-Гиртсмы-Де Клерка к радиальной. Более подробную информацию относительно функции Е(к) можно найти в работе Abramovitz and Stegun, 1964.
Вышеприведенные уравнения показывают, что для горизонтальной скважины в условиях открытого ствола, с эффективным перфорированным (открытым) интервалом D, определяемым по расположению верхней и нижней муфт ГРП, это приведет к созданию эллиптической трещины с соотношением сторон, равным 2Xf/Hf.
Техническим результатом проведения ГРП согласно вышеописанной технологии, будет являться ограничение роста трещины ГРП по вертикали для обеспечения равномерной выработки продуктивных пластов, и соответственно, повышение нефтеотдачи пласта и в тоже время минимизация риска прорыва в выше- и нижезалегающие пласты.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва пласта, включающий следующие этапы: спускают хвостовик с заколонными пакерами и равнопроходными муфтами ГРП, далее на колонне НКТ/ГНКТ спускают ключ, с помощью которого открывают муфты, при этом колонну НКТ/ГНКТ размещают над нижней муфтой, выполняют промывку заколонного интервала при открытом штуцере на поверхности и отсутствии противодавления в затрубном пространстве, единовременно останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления; на втором этапе обработки осуществляют очистку, где прокачивают рабочую жидкость ГРП для удаления остатков бурового раствора и глинистой корки, при этом выполняется этап соблюдения материального баланса, и контроль выхода жидкости на поверхность, оценивая её на содержание твердых веществ, при этом штуцер не применяется, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления; на третьем этапе производят оценку градиента давления ГРП, выполняя мини-ГРП со ступенчатым тестом, на разных расходах, при этом штуцер закрыт для определения градиента ГРП, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления, на четвертом этапе производят кислотную обработку пласта, размещая по затрубу объем кислоты, равный объему затруба открытого ствола, при закрытом штуцере на поверхности, при этом весь объем кислоты закачивают в пласт при давлении ниже давления ГРП; на пятом этапе производят гидроразрыв пласта, выполняют промывку интервала скважины от продуктов реакции кислотной обработки циркуляцией 2-3 объемов обрабатываемого интервала до выхода продуктов реакции, закрывают штуцер на поверхности и начинают закачку подушки, развивая трещину вдоль ствола скважины, закрывают штуцер на поверхности и начинают закачку рабочей жидкости ГРП, развивая трещину вдоль ствола скважины, при этом в случае низких утечек рабочей жидкости в пласт, при низкой проницаемости коллектора и росте забойного давления, создающего риск развития трещины в высоту, обеспечивают стравливание части давления через штуцер на поверхности, при подаче проппанта в поток штуцер полностью закрывают до конца работы, останавливают насосы и осуществляют запись кривой падения давления, производят подъем разобщающего пакера и осуществляют переход на следующий интервал обработки в скважине, затем операции повторяют в той же последовательности до полного охвата всей длины скважины, после выполнения ГРП на всех интервалах обработки осуществляют спуск УЭЦН и запуск скважины в работу.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117077A RU2759247C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117077A RU2759247C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2759247C1 true RU2759247C1 (ru) | 2021-11-11 |
Family
ID=78607187
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020117077A RU2759247C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2759247C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008139132A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| RU2375562C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа " ОАО "ТомскНИПИнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN202645525U (zh) * | 2012-05-16 | 2013-01-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂管柱 |
| RU2537719C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины |
| RU2655309C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2709892C1 (ru) * | 2017-08-25 | 2019-12-23 | Кузяев Салават Анатольевич | Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) |
-
2020
- 2020-05-12 RU RU2020117077A patent/RU2759247C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008139132A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| RU2375562C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа " ОАО "ТомскНИПИнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN202645525U (zh) * | 2012-05-16 | 2013-01-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂管柱 |
| RU2537719C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины |
| RU2655309C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2709892C1 (ru) * | 2017-08-25 | 2019-12-23 | Кузяев Салават Анатольевич | Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А. И. ФЁДОРОВ, А. Р. ДАВЛЕТОВА, Д. Ю. ПИСАРЕВ, Использование геомеханического моделирования для определения давления смыкания трещин гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. - 2014. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10024148B2 (en) | Hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US5755286A (en) | Method of completing and hydraulic fracturing of a well | |
| CA2029817C (en) | Method for improving sustained solids-free production from heavy oil reservoirs | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| EP0957235A2 (en) | Stimulating and producing a multiple stratified reservoir | |
| US4529036A (en) | Method of determining subterranean formation fracture orientation | |
| WO2018032086A1 (en) | Fracture length increasing method | |
| RU2303125C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| US11761315B2 (en) | Non-fracturing restimulation of unconventional hydrocarbon containing formations to enhance production | |
| RU2759247C1 (ru) | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек | |
| US7213648B2 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
| Humoodi et al. | Implementation of Hydraulic Fracturing Operation for a Reservoir in KRG | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| US20180202274A1 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
| Koch et al. | Field performance of new technique for control of water production or injection in oil recovery | |
| RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| US7870901B2 (en) | Inhibiting formation face failure in oil and gas wells | |
| RU2752371C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей два продуктивных пласта | |
| RU2755600C1 (ru) | Экспрессный способ закрепления естественных и искусственных трещин в призабойной зоне продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия горизонтальным, наклонным или вертикальным бурением | |
| Carpenter | Hydraulic Fracturing Optimizes Extraction of Reservoir Initially Considered Secondary | |
| Carpenter | Hydraulic Fracturing Unlocks Potential of Europe’s Largest Reservoir | |
| Pradipta et al. | Impact of Completion Type for Hydraulic Fracturing Operation in Tight Sand Reservoir, Offshore North West Java |