RU2535549C1 - Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well - Google Patents
Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2535549C1 RU2535549C1 RU2014104352/03A RU2014104352A RU2535549C1 RU 2535549 C1 RU2535549 C1 RU 2535549C1 RU 2014104352/03 A RU2014104352/03 A RU 2014104352/03A RU 2014104352 A RU2014104352 A RU 2014104352A RU 2535549 C1 RU2535549 C1 RU 2535549C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- hydraulic fracturing
- interval
- well
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 10
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при многократном гидравлическом разрыве (гидроразрыве) пласта в горизонтальном стволе скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in multiple hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) of a formation in a horizontal wellbore.
Известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами с изоляцией формированием полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют подачей в скважину состава, мас.%: гелеобразователь-биополимер - 0,5-10, хлористый калий - 0,5-12, биоцид - 0,1-5, деэмульгатор - 0,1-10, сшиватель - 0,1-1,5, вода - остальное, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м3 воды. Технический результат - упрощение и снижение продолжительности процесса (Патент РФ №2362010, опубл. 20.07.2009).A known method of multiple hydraulic fracturing of a horizontal wellbore, including the formation of cracks successively at different intervals of the reservoir, opened by a horizontal wellbore, by installing a packer, supplying hydraulic fracturing fluid through a filter installed in each of the intervals of the horizontal wellbore with isolation of the remaining parts of it parts, the installation of the packer is carried out in a vertical wellbore, initially fracturing is carried out in the interval For the reservoir with the highest permeability, a proppant carrier fluid with a proppant plug head installed overlying the corresponding section of the horizontal wellbore between filters with isolation by forming a polymer crust on the corresponding filters, repeat this operation at each of the other intervals in sequence according to the degree of permeability reduction with preliminary removal of the crust from the filter corresponding to this interval, and the polymer crust is formed by feeding the composition to the well, wt.%: ge leobo-biopolymer - 0.5-10, potassium chloride - 0.5-12, biocide - 0.1-5, demulsifier - 0.1-10, crosslinker - 0.1-1.5, water - the rest, and its removal is carried out by a solvent liquid with a content of a gel breaker of 0.6-1.2 kg / m 3 of water. The technical result is the simplification and reduction of the duration of the process (RF Patent No. 2362010, publ. 20.07.2009).
Недостатком известного способа является то, что процесс создания полимерной корки не контролируется с устья скважины, а состав для формирования полимерной корки на фильтрах должен иметь состав, требующий четкого соблюдения пропорций химических компонентов, нарушение которого ведет к срыву реализации способа, тем более, что удаление корки осуществляют жидкостью-растворителем.The disadvantage of this method is that the process of creating a polymer crust is not controlled from the wellhead, and the composition for forming a polymer crust on the filters must have a composition that requires strict observance of the proportions of chemical components, the violation of which leads to a breakdown in the implementation of the method, especially since the removal of the crust carry out a liquid solvent.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины, в котором для разрыва пласта спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах пакер, который изолирует фильтр, установленный в горизонтальном стволе скважины в требуемом месте гидроразрыва, наиболее удаленном от вертикального ствола скважины, от остальной части скважины и осуществляют гидроразрыв, формируя трещину в первом интервале. Затем в этом же стволе скважины устанавливают пакер перед прежним фильтром, расположенным ближе к вертикальному стволу, чем указанный выше фильтр, и осуществляют гидроразрыв второго интервала, формируя следующую трещину, при этом первый фильтр перекрыт проппантовой пробкой. Указанные выше операции повторяют и при разрыве третьего интервала через третий фильтр, последовательно приближаясь к вертикальному стволу (Басарыгин Ю.Н. и др. Исследование факторов и реализация мер долговременной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Обработка призабойной зоны пласта химическими методами и физическими методами, Краснодар, «Просвещение-Юг», кн. 1, 2004, с.173 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of multiple hydraulic fracturing of a horizontal wellbore, in which, for fracturing, a packer is lowered into the well on the tubing, which isolates the filter installed in the horizontal wellbore in the desired hydraulic fracturing location farthest from the vertical the wellbore, from the rest of the well and carry out hydraulic fracturing, forming a crack in the first interval. Then, in the same wellbore, a packer is installed in front of the former filter located closer to the vertical wellbore than the above filter, and hydraulic fracturing of the second interval is carried out, forming the next crack, while the first filter is blocked by a proppant plug. The above operations are repeated even when the third interval is broken through the third filter, successively approaching the vertical well (Basarygin Yu.N. et al. Study of factors and implementation of measures for the long-term operation of oil and gas wells. Treatment of the bottom-hole formation zone with chemical methods and physical methods, Krasnodar , "Enlightenment-South", book 1, 2004, p.173 - prototype).
Недостатком прототипа является малая надежность изоляции предыдущего интервала при проведении гидроразрыва в следующем интервале, обусловленная малой изолирующей способностью проппантовой пробки, перекрывающей предыдущий интервал воздействия. В результате эффективность гидроразрыва снижается.The disadvantage of the prototype is the low reliability of isolation of the previous interval when carrying out hydraulic fracturing in the next interval, due to the low insulating ability of the proppant plug, overlapping the previous exposure interval. As a result, fracturing efficiency is reduced.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности гидроразрыва за счет повышения надежности изоляции предыдущего интервала при проведении гидроразрыва в последующем интервале.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of hydraulic fracturing by increasing the reliability of the isolation of the previous interval during hydraulic fracturing in the subsequent interval.
Задача решается тем, что в способе многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающем спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб пакера, проведение гидроразрыва в первом интервале, образование проппантной пробки, проведение гидроразрыва второго интервала, согласно изобретению для получения экранирующей проппантной пробки производят резкое увеличение концентрации закачиваемого проппанта до 1100 кг/м3 и образование искусственной остановки закачки за счет увеличения гидравлического сопротивления, объем закачанной смеси с повышенной концентрацией рассчитывают с учетом необходимости перекрытия фильтровой части первого интервала после деструкции сшитого геля и полного осаждения проппанта в стволе скважины, по окончании работ по гидравлическому разрыву на первой зоне производят выдержку на время деструкции и полного осаждения недопродавленного проппанта.The problem is solved in that in the method of multiple hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including descent into the well on the string of packer tubing, hydraulic fracturing in the first interval, formation of proppant plugs, hydraulic fracturing of the second interval, according to the invention, to obtain a proppant shielding plug produce a sharp increase in the concentration of injected proppant to 1100 kg / m 3 and the formation of an artificial injection stop due to an increase in hydraulic s resistance, the volume of the injected mixture with a high concentration is calculated taking into account the need to overlap the filter part of the first interval after the destruction of the cross-linked gel and the complete deposition of proppant in the wellbore, after completion of the hydraulic fracturing in the first zone, an exposure is performed for the time of destruction and complete deposition of the under-proppant.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В процессе строительства горизонтальных скважин в результате литологических особенностей неустойчивых пород, вскрытых горизонтальным участком ствола скважины, отсутствует возможность обеспечить качественную крепь цементного камня. В этом случае в интервале продуктивных пластов устанавливают хвостовик с включением в компоновку щелевых фильтров. Кроме того, за счет проникновения фильтрата бурового раствора в процессе углубления скважины бурением происходит глубокая кольматация пристволой части в интервале продуктивных коллекторов, в результате чего освоение скважины становится невозможным без проведения мероприятий по восстановлению притока.During the construction of horizontal wells as a result of the lithological features of unstable rocks exposed by a horizontal section of the wellbore, it is not possible to provide high-quality cement stone support. In this case, a shank is installed in the interval of productive formations with inclusion of slot filters in the layout. In addition, due to the penetration of the filtrate of the drilling fluid during the deepening of the well while drilling, the wellbore part is deeply clogged in the interval of productive reservoirs, as a result of which well development becomes impossible without measures to restore the flow.
Одним из наиболее эффективных способов восстановления притока из скважин, законченных бурением, является проведение гидравлического разрыва пласта. Однако проведение гидравлического разрыва по классической технологии, то есть общим фильтром путем установки отсекающего пакера над «головой» хвостовика, позволяет получить сообщение с пластом только на ограниченном участке фильтровой части. По данным геофизических исследований после проведения классического гидроразрыва движение жидкости отмечалось в интервале не более 2,5-6 м из 50-80 м продуктивной части пласта на горизонтальном участке.One of the most effective ways to restore inflow from wells completed by drilling is to conduct hydraulic fracturing. However, hydraulic fracturing according to classical technology, that is, a common filter by installing a cut-off packer above the “head” of the shank, allows you to receive communication with the reservoir only in a limited area of the filter part. According to geophysical studies, after the classical hydraulic fracturing, fluid movement was observed in the interval of not more than 2.5-6 m from 50-80 m of the productive part of the reservoir in a horizontal section.
В случаях, когда стволом скважины вскрыты два и более продуктивных пласта, разрывом охватывался только нижний, как обладающий наименьшей плотность пород и наибольшей проницаемостью. То есть в результате применения классической технологии гидроразрыва связь с пластами было возможно восстановить только на участке от 6 до 10% от протяженности вскрытых продуктивных коллекторов. Применение многократных гидроразрывов с поэтапным отключением участков горизонтальной части в результате отсутствия цементной крепи за обсадной колонной невозможно, так как неизменно приводит к аварии в результате движения проппантной смеси за колонной выше отсекающих пакеров с последующим прихватом оборудования в стволе скважины.In cases when two or more productive formations were opened by the wellbore, only the lower one, with the lowest density of rocks and the highest permeability, was covered by the fracture. That is, as a result of the application of the classical hydraulic fracturing technology, it was possible to reconnect with the reservoirs only in the area from 6 to 10% of the length of the opened productive reservoirs. The use of multiple hydraulic fractures with the phased disconnection of sections of the horizontal part as a result of the lack of cement support behind the casing is impossible, since it invariably leads to an accident as a result of the proppant mixture moving behind the string above the cut-off packers with subsequent seizure of equipment in the wellbore.
В целях решения данной проблемы предлагается следующее решение.In order to solve this problem, the following solution is proposed.
Для получения экранирующей проппантной пробки производят резкое увеличение концентрации закачиваемого проппанта до 900-1100 кг/м3 и образование искусственной остановки закачки за счет увеличения гидравлического сопротивления. Объем закачанной смеси с повышенной концентрацией рассчитывают с учетом необходимости перекрытия фильтровой части первого после деструкции сшитого геля и полного осаждения проппанта в стволе скважины. По окончании работ по гидравлическому разрыву в первом интервале производят выдержку на время деструкции и полного осаждения недопродавленного проппанта.To obtain a proppant shielding tube, a sharp increase in the concentration of injected proppant is made up to 900-1100 kg / m 3 and the formation of an artificial injection stop due to an increase in hydraulic resistance. The volume of the injected mixture with increased concentration is calculated taking into account the need to overlap the filter part of the first after the destruction of the cross-linked gel and the complete deposition of proppant in the wellbore. At the end of the hydraulic fracturing in the first interval, an exposure is performed for the time of destruction and complete deposition of the under-proppant.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют многократный гидравлический разрыв горизонтального ствола скважины. Горизонтальным стволом вскрыт продуктивный пласт в девонских отложениях. Пласт терригенный. Вскрытые интервалы продуктивных пластов расположены на глубинах 1884-1918, 1974-2008 и 2020-2043 м. В скважину от окончания вертикального ствола до забоя спускают дополнительную обсадную колонну диаметром 114 мм с фильтрами в указанных интервалах. В вертикальную часть скважины на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм спускают пакер и устанавливают его в вертикальной части скважины на глубине 1796 м, т.е. над головой дополнительной колонны 114 мм.Perform multiple hydraulic fracturing of the horizontal wellbore. The horizontal stratum revealed the reservoir in the Devonian sediments. Terrigenous stratum. The opened intervals of the productive formations are located at the depths of 1884-1918, 1974-2008 and 2020-2043 m. An additional casing with a diameter of 114 mm is lowered into the well from the end of the vertical well to the bottom with filters at the indicated intervals. A packer is lowered into the vertical part of the well on a tubing string with a diameter of 89 mm and installed in the vertical part of the well at a depth of 1796 m, i.e. over the head of an additional column 114 mm.
Для проведения работ по гидравлическому разрыву объем ствола скважины, оснащенный щелевым фильтром, не закрепленным цементной заливкой, условно разделен на два интервала, где в один интервал объединены участки ствола скважины, вскрывшие наиболее близкие по плотности участки коллектора (по данным радиоактивного каротажа). Т.е. в первый интервал отнесены интервалы 1974-2008 и 2020-2043 м, во второй - интервал 1884-1918 м. Общий объем проппанта по данным трехмерного моделирования на базе программного комплекса «Майер» был определен по 5 тн в каждый интервал.To carry out hydraulic fracturing, the volume of the wellbore equipped with a slotted filter not fixed by cement pouring is conventionally divided into two intervals, where sections of the wellbore that reveal the closest sections of the density (according to radioactive logging) are combined into one interval. Those. the first interval includes the intervals of 1974-2008 and 2020-2043 m, the second - the interval of 1884-1918 m. The total proppant volume according to three-dimensional modeling based on the Mayer software package was determined at 5 tons per interval.
Отключение первого интервала гидроразрыва предусмотрено путем искусственного «СТОП» - прекращения гидроразрыва с оставлением расчетного объема проппанта путем недопродавки в пласт. С этой целью при составлении плана обработки подачи проппанта в процессе гидроразрыва предусмотрено следующее. По окончании замены объема в процессе основного процесса первого интервала после закачки 3,5 м3 сшитого геля (жидкости разрыва) подают две порции проппанта 400 и 500 кг с концентрацией 120 кг/м3 и от 120 до 200 кг/м3 с промежуточной оторочкой в 2,5 м3. При прохождении данных порций проппанта через интервал перфорации достигается двойной эффект, а именно эрозийная очистка призабойной зоны интервала перфорации и, что самое главное, предотвращение образования конкурентных трещин в интервале разрыва путем блокирования осаждения осаждением проппанта. Для данных порций применяется наиболее мелкая фракция проппанта 30/60 или 20/40 меш. Далее производят последовательную закачку проппанта с увеличением концентрации с 200 до 500 кг/м3. Объем проппанта рассчитывают по данным моделирования из расчета заполнения полученной геометрии трещины. Далее для получения экранирующей проппантной пробки производят резкое увеличение концентрации закачиваемого проппанта до 900-1100 кг/м3. Объем закачанной смеси с повышенной концентрацией рассчитывают с учетом необходимости перекрытия фильтровой части первого интервала после деструкции сшитого геля и полного осаждения проппанта в стволе скважины. Так, для перекрытия первой зоны расчетный объем стадии с повышенной концентрацией проппанта в интервале 1928-2020 м составил 1200 кг проппанта, 1,34 м3 жидкости или 1,723 м3 смеси.The shutdown of the first fracturing interval is provided for by artificial “STOP” - the termination of hydraulic fracturing, leaving the estimated proppant volume by underproduction into the reservoir. For this purpose, when preparing a proppant feed processing plan during fracking, the following is provided. Upon completion of volume replacement during the main process of the first interval, after injecting 3.5 m 3 of crosslinked gel (fracturing fluid), two portions of proppant 400 and 500 kg with a concentration of 120 kg / m 3 and from 120 to 200 kg / m 3 with an intermediate rim are fed in 2.5 m 3 . When these portions of proppant pass through the perforation interval, a double effect is achieved, namely, erosive cleaning of the bottom-hole zone of the perforation interval and, most importantly, preventing the formation of competitive cracks in the fracture interval by blocking deposition by proppant sedimentation. For these portions, the smallest proppant fraction 30/60 or 20/40 mesh is used. Next, a sequential injection of proppant is carried out with an increase in concentration from 200 to 500 kg / m 3 . The proppant volume is calculated according to the simulation data from the calculation of the filling of the obtained fracture geometry. Further, to obtain a shielding proppant tube, a sharp increase in the concentration of injected proppant is performed to 900-1100 kg / m 3 . The volume of the injected mixture with a high concentration is calculated taking into account the need to overlap the filter part of the first interval after the destruction of the crosslinked gel and the complete deposition of proppant in the wellbore. So, to cover the first zone, the estimated volume of the stage with an increased proppant concentration in the range of 1928–2020 m was 1200 kg of proppant, 1.34 m 3 of liquid, or 1.723 m 3 of mixture.
По окончании работ по гидравлическому разрыву в первом интервале производят выдержку на деструкцию и полное осаждение недопродавленного проппанта. При условии применения стандартной рецептуры жидкости разрыва на основании предварительных лабораторных исследований на реологию время на деструкцию и осаждение проппанта составляет 3 часа 20 мин. Деструкция - это процесс разрушения высокомолекулярных соединений полисахаридного геля под воздействием окисляющего реагента - деструктора (Breaker). При этом динамическая вязкость жидкости разрыва снижается с 480-780 мПа/с до 15-18 мПа/с и ниже в течение 70 минут.At the end of the hydraulic fracturing in the first interval, an exposure is performed to the destruction and complete deposition of the under-proppant. Provided that a standard fracture fluid formulation is used based on preliminary laboratory tests for rheology, the time for destruction and deposition of proppant is 3 hours 20 minutes. Destruction is the process of destruction of high molecular weight compounds of a polysaccharide gel under the influence of an oxidizing reagent - a breaker (Breaker). In this case, the dynamic viscosity of the fracturing fluid decreases from 480-780 MPa / s to 15-18 MPa / s and lower for 70 minutes.
По истечении расчетного времени производят второй цикл гидравлического разрыва по классической технологии с охватом второй зоны горизонтального участка.After the estimated time has elapsed, a second hydraulic fracturing cycle is carried out according to classical technology with the coverage of the second zone of the horizontal section.
В результате из скважины получен приток жидкости в колонну из интервалов перфорации:As a result, fluid inflow into the column from perforation intervals was obtained from the well:
- 1884,5-1918,5 м (работающий интервал 1885-1890 м - 5 м3/сут, 30% вода).- 1884.5-1918.5 m (operating interval 1885-1890 m - 5 m 3 / day, 30% water).
- 1974,7-2008,9 м (работающий интервал 1980-1997 м - 2,3 м3/сут, 14% вода).- 1974.7-2008.9 m (working interval 1980-1997 m - 2.3 m 3 / day, 14% water).
- 2020,2-2043 м (работающий интервал 2025-2038 м - 5,7 м3/сут, 34% вода).- 2020.2-2043 m (operating interval 2025-2038 m - 5.7 m 3 / day, 34% water).
- 2048-2083 м (работающий интервал 2048-2050 м - 3,7 м3/сут, 22% нефть).- 2048-2083 m (operating interval 2048-2050 m - 3.7 m 3 / day, 22% oil).
Общий дебит до гидроразрыва 0,8 м3/сут, после гидроразрыва на момент исследования 14 м3/сут, при депрессии на пласт 4,4 МПа. Работы проведены успешно, гидравлическим разрывом охвачена вся продуктивная зона, вскрытая горизонтальным участком ствола скважины.The total flow rate before hydraulic fracturing is 0.8 m 3 / day, after hydraulic fracturing at the time of the study is 14 m 3 / day, with a depression of 4.4 MPa. The work was carried out successfully, hydraulic fracturing covered the entire productive zone, opened by a horizontal section of the wellbore.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности гидроразрыва за счет повышения надежности изоляции предыдущего интервала при проведении гидроразрыва в последующем интервале.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of hydraulic fracturing by improving the reliability of isolation of the previous interval during hydraulic fracturing in the subsequent interval.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104352/03A RU2535549C1 (en) | 2014-02-10 | 2014-02-10 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014104352/03A RU2535549C1 (en) | 2014-02-10 | 2014-02-10 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2535549C1 true RU2535549C1 (en) | 2014-12-20 |
Family
ID=53286021
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014104352/03A RU2535549C1 (en) | 2014-02-10 | 2014-02-10 | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2535549C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708747C1 (en) * | 2019-03-26 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2485306C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
-
2014
- 2014-02-10 RU RU2014104352/03A patent/RU2535549C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2397319C2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Hydraulic stratum fracture method |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| RU2452854C2 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-10 | Олег Павлович Турецкий | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir |
| RU2485306C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708747C1 (en) * | 2019-03-26 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4378845A (en) | Sand control method employing special hydraulic fracturing technique | |
| RU2362010C1 (en) | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well | |
| RU2663844C2 (en) | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells | |
| RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| CN107366530B (en) | Deep shale gas reservoir yield increasing method and application thereof | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| CA2694074A1 (en) | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells | |
| RU2439274C1 (en) | Well construction method | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2006126830A (en) | MANAGEMENT BY MULTIPLE AZIMITES OF VERTICAL CRACKS ARISING WHEN HYDRAULIC RIPPING IN LOOSE OR WEAKLY CEMENTED SEDIMENTARY ROCKS | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| WO2017083495A1 (en) | Well design to enhance hydrocarbon recovery | |
| CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
| US8490695B2 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| CA2863764A1 (en) | Phased stimulation methods | |
| Rafie et al. | The first successful multistage acid frac of an oil producer in Saudi Arabia | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation |