RU2451174C1 - Способ гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451174C1 RU2451174C1 RU2010149702/03A RU2010149702A RU2451174C1 RU 2451174 C1 RU2451174 C1 RU 2451174C1 RU 2010149702/03 A RU2010149702/03 A RU 2010149702/03A RU 2010149702 A RU2010149702 A RU 2010149702A RU 2451174 C1 RU2451174 C1 RU 2451174C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- gas
- fracturing
- proppant
- agent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 9
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 title abstract 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000234282 Allium Species 0.000 description 1
- 235000002732 Allium cepa var. cepa Nutrition 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта (ГРП) преимущественно в карбонатных породах. Способ ГРП включает спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ. При этом газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть. Расклинивающий агент подают после закачки жидкости разрыва. Причем газ используют инертный и накачивают в объеме 20-30% при давлении 8 МПа от объема жидкости разрыва. 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. 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. Техническим результатом является упрощение технологического процесса осуществления ГРП. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве нефтяного пласта преимущественно в карбонатных породах.
Известен способ гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2109935, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 27.04.1998 г.) путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве которой используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, причем стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема, при этом стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в расчетном объеме.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, необходимость использования высоконапорного дорогостоящего насосного оборудования, так как порционная закачка жидкостей гидроразрыва происходит при высоких давлениях нагнетания;
- во-вторых, восстановление герметичности заколонного цементного камня производят при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, что может привести к разрыву эксплуатационной колонны в старых скважинах, особенно подверженных коррозийному износу.
Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ гидроразрыва пластов в скважинах (патент RU №2219335, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2002 г.), включающий спуск колонны труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства, закачку жидкости разрыва под давлением, осуществление гидроразрыва породы и подачу расклинивающего агента. Перед закачкой жидкости разрыва из внутреннего пространства заливочной колонны и ее заколонного пространства вытесняют газом скважинную жидкость, после чего в заливочную колонну помещают разделительную пробку, а во время закачки жидкости разрыва в заливочную колонну закачивают дополнительную жидкость в заколонное пространство с расходом Q2, определяемым из соотношения
где Q2 - расход жидкости, закачиваемой в заколонное пространство;
Q1 - расход жидкости разрыва, закачиваемой в заливочную колонну;
S2 - площадь проходного сечения заколонного пространства скважины;
S1 - площадь проходного сечения заливочной колонны.
При этом герметизацию заколонного пространства скважины осуществляют на устье скважины после заполнения заколонного пространства дополнительной жидкостью и прекращения ее излива во время закачки жидкости разрыва, а подачу расклинивающего агента в пласт осуществляют вместе с жидкостью разрыва, причем в качестве газа для вытеснения скважинной жидкости используют воздух, а в качестве расклинивающего агента используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, причем время гидроудара регулируют путем изменения объема газовой пробки, при этом факт осуществления гидроразрыва пласта контролируют на устье скважины по окончании излива жидкости из заколонного пространства, после чего продолжают продавку расчетного объема жидкости разрыва, содержащей расклинивающий агент, в зону разрыва пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложность осуществления технологического процесса, связанная с тем, что газ и жидкость закачиваются раздельно с использованием разделительной пробки;
- во-вторых, после завершения процесса гидроразрыва производится промывка скважины, которая не позволяет качественно и полностью произвести вынос из коллектора продуктов реакции и деструкции;
- в-третьих, для закачки расклинивающего агента, в качестве которого используют стеклянный или пластиковый бисер размером 250-750 мкм, необходимо использовать высоконапорное дорогостоящее насосное оборудование, что в основном предназначено для гидроразрыва в терригенных породах (пески, песчаниках), а не карбонатных (известняки доломиты) породах.
Задачей изобретения является упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП) в карбонатных породах, а также повышение качества ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.
Поставленная задача решается способом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва породы, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины.
Новым является то, что 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.
На фигуре предоставлена схема осуществления предлагаемого способа.
Предложенная технология гидроразрыва пласта (ГРП) применяется преимущественно в карбонатных породах с целью повышения продуктивности скважин за счет образования новых и раскрытия существующих трещин для обработки их нефтекислотной эмульсией на значительном удалении от ствола скважины.
Перед осуществлением технологического процесса ГРП производится монтаж и технологическая обвязка оборудования, согласно фигуре.
Комплекс спецтехники и оборудования согласно фигуре включает в себя:
1 - скважину;
2 - емкость для жидкости разрыва расчетного объема;
3 - емкость для расклинивающего агента расчетного объема;
4, 5 - насосные агрегаты, например, типа СИН 32 (ГОСТ 12052-90);
6 - станцию управления, например, выпускаемую ООО НПК «Нефтегеофизика» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Уфа);
7 - блок манифольдов, например манифольды (ГОСТ 13862-90);
8 - газокомпрессорную установку, например, на базе станции СД-9/101М (Сертификат соответствия №РОСС RU. АЯ 45В00533);
9 - насосный агрегат, например, типа ЦА-320 (ТУ 4523-010-057336-2000).
Всасывающие линии насосных агрегатов 4 и 5 монтируются непосредственно к емкостям 1 (с жидкостью разрыва) и 2 (с расклинивающим агентом) соответственно, обвязываются с задвижками (не показано). Подключение газокомпрессорной установки 8, насосных агрегатов 4 и 5 осуществляется через блок манифольдов 7. Станция управления 6 гидравлическими линиями обвязывается с насосными агрегатами 4, 5, 9, а также с блоком манифольдов 7. Блок манифольдов 7 обвязывается с внутренним пространством колонны НКТ скважины 1. После осуществления монтажа оборудования и спецтехники, как показано на фигуре, приступают к осуществлению ГРП. Предложенный способ ГРП включает спуск колонны НКТ с пакером в зону гидроразрыва, посадку пакера (герметизацию заколонного пространства с помощью пакера) (не показано).
Предварительно перед осуществлением ГРП жидкость разрыва (сырую нефть) завозят на скважину в автоцистернах из товарного парка и переливают в емкость 1, а расклинивающий агент - нефтекислотную эмульсию, приготовленную, например, на базе предприятия «НефтеХимСервис» завозят в автоцистернах и переливают в емкость 2.
Далее производят закачку жидкости разрыва - сырой нефти от емкости 2 с помощью насосного агрегата 4 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 8 МПа жидкость разрыва с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Используемая углекислота выпускается по ГОСТ 8050-85.
После закачки расчетного количества жидкости разрыва закачивается расклинивающий агент любой известной нефтекислотной эмульсии с добавлением инертного газа. Например, состав нефтекислотной эмульсии может быть следующим:
| - 15% соляная кислота (HCl) | - 60% |
| - нефть | - 38% |
| - эмульгатор-реагент «СД-Л» | - 2% |
Кислота соляная (HCl) ингибированная выпускается по ТУ 2122-205-00203312-2000 (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Стерлитамак). Эмульгатор-реагент «СД-Л» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок. Используется в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов. Выпускается по ТУ 2481-001-72650092-2005 НПО "ТатХимПродукт" (г.Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация).
Обработка нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт. Закачку расклинивающего агента - нефтекислотной эмульсии производят из емкости 3 с помощью насосного агрегата 5 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, например углекислоты, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания расклинивающего агента в данном цикле и далее от блока манифольдов 7 под давлением 9 МПа расклинивающий агент с газом подается в колонну НКТ скважины 1 и оттуда в зону гидроразрыва пласта.
В дальнейшем процесс циклической закачки жидкости разрыва и расклинивающего агента повторяется от 3 до 6 раз. В каждом цикле жидкость разрыва (сырая нефть) и расклинивающий агент (нефтекислотная эмульсия) закачивают равными долями от общего объема. Например, если общий объем жидкости разрыва составляет 30 м3, а количество циклов 5, то объем закачки жидкости разрыва в каждом цикле составляет 6 м3. Аналогично определяется объем и расклинивающего агента, если общий объем расклинивающего агента составляет 12,5 м3, а количество циклов 5, то объем закачки расклинивающего агента в каждом цикле составляет 2,5 м3.
Перед окончанием ГРП осуществляют продавку последней порции нефтекислотной эмульсии, находящейся внутри колонны НКТ в зону гидроразрыва пласта технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 и в объеме, равном полуторакратному объему колонны НКТ.
Закачку технологической жидкости из мерной емкости (входит в состав насосного агрегата ЦА-320) производят с помощью насосного агрегата 9 с одновременным запуском в работу газокомпрессорной установки 8 через блок манифольдов 7 с расходом инертного газа, составляющим 20-30% от запланированного объема нагнетания жидкости разрыва в данном цикле, и далее от блока манифольдов 7 под давлением 10 МПа газированная технологическая жидкость подается в колонну НКТ скважины 1 и продавливает последнюю порцию нефтекислотной эмульсии в зону пласта, где производят гидроразрыв (не показано). Далее скважина остается на реагирование нефтекислотной эмульсии с породой пласта, обычно на 2-3 ч. Далее производят освоение скважины от продуктов реакции и деструкции, например свабированием посредством геофизического подъемника ПКС-5.
Свабирование производят до истечения энергии закачанного газа (углекислоты) обычно в течение 6 часов. После чего распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ на поверхность.
Предложенный способ гидравлического разрыва пласта имеет простой технологический процесс, что снижает стоимость и продолжительность его осуществления, кроме того, при последовательном циклическом нагнетании в пласт жидкости разрыва и расклинивающего агента с одновременным добавлением в них инертного газа происходит как расширение площади охвата пород, так и насыщение коллектора газом, что в свою очередь за счет энергии закачанного газа позволяет лучше и быстрее провести последующее освоение скважины от продуктов реакции, что повышает качество ГРП за счет качественного и полного выноса из коллектора продуктов реакции и деструкции.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва породы, подачу расклинивающего агента и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010149702/03A RU2451174C1 (ru) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Способ гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010149702/03A RU2451174C1 (ru) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Способ гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451174C1 true RU2451174C1 (ru) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230790
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010149702/03A RU2451174C1 (ru) | 2010-12-03 | 2010-12-03 | Способ гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451174C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2543004C1 (ru) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора |
| RU2547191C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва карбонатного пласта |
| RU2616955C2 (ru) * | 2012-06-25 | 2017-04-18 | ОРБИТАЛ ЭйТиКей ИНК. | Устройство гидроразрыва пласта |
| CN119062301A (zh) * | 2024-11-04 | 2024-12-03 | 中煤科工集团沈阳研究院有限公司 | 一种随钻液态co2相变与水力化联合致裂装置及使用方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
| SU1620618A1 (ru) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ обработки призабойной зоны обводненного высокотемпературного нефт ного пласта |
| US5425421A (en) * | 1993-10-05 | 1995-06-20 | Atlantic Richfield Company | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations |
| RU2109935C1 (ru) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2219335C2 (ru) * | 2000-10-17 | 2003-12-20 | Иванников Владимир Иванович | Способ гидроразрыва пластов в скважинах |
| RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
-
2010
- 2010-12-03 RU RU2010149702/03A patent/RU2451174C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
| SU1620618A1 (ru) * | 1988-10-03 | 1991-01-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ обработки призабойной зоны обводненного высокотемпературного нефт ного пласта |
| US5425421A (en) * | 1993-10-05 | 1995-06-20 | Atlantic Richfield Company | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations |
| RU2109935C1 (ru) * | 1995-10-04 | 1998-04-27 | Научно-технический центр "Нефтегазтехносервис" | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2219335C2 (ru) * | 2000-10-17 | 2003-12-20 | Иванников Владимир Иванович | Способ гидроразрыва пластов в скважинах |
| RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616955C2 (ru) * | 2012-06-25 | 2017-04-18 | ОРБИТАЛ ЭйТиКей ИНК. | Устройство гидроразрыва пласта |
| RU2543004C1 (ru) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора |
| RU2547191C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва карбонатного пласта |
| CN119062301A (zh) * | 2024-11-04 | 2024-12-03 | 中煤科工集团沈阳研究院有限公司 | 一种随钻液态co2相变与水力化联合致裂装置及使用方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Clark | A hydraulic process for increasing the productivity of wells | |
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| CN105089603B (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CN105443100A (zh) | 一种定面射孔控制缝高的压裂方法 | |
| RU2451174C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2457323C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CN104121000A (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
| RU2550638C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с непроницаемым прослоем и водоносным пропластком | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2348793C1 (ru) | Способ герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом | |
| RU2709262C1 (ru) | Способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) | |
| RU2311528C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2538009C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| US3384176A (en) | Method of fracturing using dense liquid to direct propping agent into the fracture | |
| CN105756652A (zh) | 一种准水平面射孔配合酸化改造底水油藏的方法 | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| CN116265704B (zh) | 潜山油藏油井增油方法及应用 | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161204 |