RU2256787C1 - Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2256787C1 RU2256787C1 RU2004100331/03A RU2004100331A RU2256787C1 RU 2256787 C1 RU2256787 C1 RU 2256787C1 RU 2004100331/03 A RU2004100331/03 A RU 2004100331/03A RU 2004100331 A RU2004100331 A RU 2004100331A RU 2256787 C1 RU2256787 C1 RU 2256787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gel
- hydrocarbon
- hydraulic fracturing
- himeko
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 31
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 35
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 14
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 title 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- -1 compound hydrocarbon Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 40
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical group [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005588 carbonic acid salt group Chemical group 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. Технический результат - создание способа гидравлического разрыва пласта, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности. В способе гидравлического разрыва пласта, включающем закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”. 5 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта (ГРП) в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.
Известны способы гидравлического разрыва пласта с использованием гелеобразующих жидкостей как на углеводородной, так и на на водной основах [1].
Преимуществами указанных способов являются возможность регулирования деструкции гелей, вплоть до полного разложения до основы геля: углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива или других фракций нефти) или воды, а также возможность проведения процесса гидравлического разрыва пласта с использованием высоких темпов закачки, для получения расчетных размеров трещин, поскольку гелеобразующие жидкости как на водной, так и на углеводородной основе при высокой вязкости обладают минимальными потерями давления на трение.
Однако на протяжении многих лет нефтегазодобывающие предприятия избегали интенсификации притока из нефтегазоносных пластов с высокой водонасыщенностью, т.к. проведение гидравлического разрыва в таких пластах может привести к значительному (вплоть до 100%-ного) обводнению продукции скважин, что экономически нецелесообразно, т.к. процесс гидравлического разрыва пласта связан со значительными материальными затратами.
Другой причиной, приводящей к увеличению обводненности скважин после гидравлического разрыва пласта, является недостаточная мощность продуктивного пласта, а также наличие близко расположенных водонасыщенных пропластков, при этом в процессе образования трещины может нарушиться целостность экрана, разделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного и за счет более высокой подвижности воды произойти образование конуса обводненности, приводящего к обводнению продукции скважины.
Недостатком известных способов является то, что они не решают проблему, связанную с обводнением скважин после ГРП.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является предварительная полимерная обработка перед основной стадией гидравлического разрыва пласта, позволяющая проводить ГРП вблизи водонасыщенных интервалов. Предварительная полимерная обработка ассиметрично уменьшает водоприток без существенного ущерба для добычи углеводородов [2].
Полимер является комбинацией двух химических компонентов, которые разбавляются водой и смешиваются. Затем растворы закачиваются в скважину в качестве предварительной стадии перед проведением гидроразрыва пласта. В некоторых случаях, перед применением полимерной системы нужно промыть коллектор растворителем, убирающим отложения асфальтенов и/или парафинов.
По вязкости полимерная система сравнима с водой и приобретает окончательные характеристики в пласте, поэтому ее закачивание не требует давления большего, чем для закачивания воды.
После закачки полимерной системы и основной стадии гидроразрыва, скважина закрывается на 10-18 часов, в течение которых происходит полимеризация, при этом образуется "щеточный полимер", который приклеивается к поверхности зерен породы, что предотвращает вынос его в обратном направлении.
Недостатками известного способа являются приготовление и использование дополнительной водоизолирующей жидкости в процессе ГРП, а также проведение дополнительных мероприятий для размещения ее в заданном интервале пласта. Так при применении полимерной системы на месторождении Лос Меданос была произведена перфорация 33 отверстий в центральной части продуктивной зоны. Обработка также предусматривала закачку буферных жидкостей на основе водного линейного геля, закачиваемых до и после стадии закачки полимерной системы для регулирования полимеризации.
Технический результат изобретения - создание способа гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, который позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где после проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв воды и увеличение обводненности.
В способе гидравлического разрыва пласта, включающем закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.
Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта включает закачку жидкости разрыва и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, причем в качестве жидкости разрыва используют водоизолирующий состав - углеводородный гель на основе алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти или нефтепродуктов, не содержащий деструктора.
Для исследований использовались:
1. Дизельное топливо, ГОСТ 305-82. 4.2.2.
2. Дегазированная и обезвоженная нефть Зайкинского месторождения (Оренбургская Область), имеющая при 25°С плотность - 811 кг/м3.
3. Пресная вода.
4. Вода пластовая, хлоркальциевого типа, плотностью 1012 кг/м с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л.
5. Комплекс гелирующий "Химеко-Т" ТУ 2481-077-17197708-03.
Комплекс гелирующий "Химеко-Т" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива для гидравлического разрыва пласта в высокотемпературных скважинах и других процессов нефтегазодобычи.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-Т" входят:
- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Т" - органические ортофосфорные эфиры, подвижная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета.
- Активатор комплекса "Химеко-Т" - органическое соединение алюминия, подвижная жидкость от бесцветного до серо-зеленого цвета.
- Деструктор комплекса "Химеко-Т" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок
6. Комплекс гелирующий "Химеко-Н" ТУ 2481 - 053 - 17197708 - 00.
Комплекс гелирующий "Химеко-Н" предназначен для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива или легкой нефти для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-Н" входят:
- Гелеобразователь комплекса "Химеко-Н" - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.
- Активатор комплекса "Химеко-Н" - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.
- Деструктор комплекса "Химеко-Н" - соль угольной кислоты, белый мелкогранулированный порошок.
7. Комплекс гелирующий "Химеко-В" ТУ 2499-038-17197708-98.
Комплекс гелирующий "Химеко-В" предназначен для получения полисахаридного водного геля для гидравлического разрыва пласта и других процессов нефтегазодобычи. В качестве жидкости для получения геля применяется пресная, пластовая или минерализованная вода.
Гель на водной основе, основным компонентом которого является сшитый водорастворимый полисахарид, обладает высокой вязкостью и термостабильностью, низкими фильтрационными утечками и потерями давления на трение в трубах, высокой пескоудерживающей способностью.
В состав комплекса гелирующего "Химеко-В" входят:
- Гелеобразователь ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-03) полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета.
- ПАВ-Регулятор деструкции - (ТУ 2499-070-17197708-03) азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.
- Боратный сшиватель - БС-1 (ТУ 2499-069-17197708-03) боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.
- Деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-03) неорганическое соединение, белый порошок.
Примеры приготовления гелей.
Пример 1.
В 98,8 мл дизельного топлива при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 0,9 мл (0,9 об.%) гелеобразователя "Химеко-Т" и 0,3 мл (0,3 об.%) активатора "Химеко-Т"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 1.
| Таблица 1 Реологические параметры углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и дизельного топлива |
|||||
| Температура исследования, °С | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | N | К(мПа *сn) | |
| 20 | 420 | 118 | 45 | 0,12 | 10,69 |
| 80 | 670 | 274 | 139 | 0,38 | 6,55 |
Пример 2.
В 97,4 мл нефти Зайкинского месторождения при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводили 1,2 мл (1,2 об.%) гелеобразователя "Химеко-Н" и 1,4 мл (1,4 об.%) активатора "Химеко-Н"; перемешивание образующегося геля продолжали в течение 10 мин, затем гель выдерживали без перемешивания в течение 1 часа, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 2.
| Таблица 2 Реологические параметры углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и нефти Зайкинского месторождения |
|||||
| Температура исследования, °C | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | N | К(мПа *сn) | |
| 20 | 498 | 149 | 60 | 0,17 | 10,71 |
| 80 | 401 | 163 | 83 | 0,38 | 3,94 |
Пример 3.
В 100 мл пресной воды при температуре 20°С при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,4 г гелеобразователя ГПГ-3, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахаридного гелеобразователя, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 0,2 мл ПАВ-регулятора деструкции, 0,25 мл боратного сшивателя БС-1 и 0,0025 г деструктора ХВ, затем полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 минут до полной сшивки, после чего исследовали его реологические характеристики при температуре 20 и 80°С.
Реологические характеристики полученного водного полисахаридного геля, исследованные при температурах 20 и 80°С на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", при скоростях сдвига 40, 170 и 511 с-1, а также реологические коэффициенты: коэффициент неньютоновского поведения - n, и коэффициент консистенции - k, представлены в таблице 3.
Таблица 3
Реологические параметры водного полисахаридного геля
| Температура исследования, 0C | Вязкость, мПа*с, при скорости сдвига, с-1 | Реологические коэффициенты | |||
| 40 | 170 | 511 | n | К(мПа*сn) | |
| 20 | 1011 | 316 | 130 | 0,20 | 19,63 |
| 80 | 131 | 130 | 128 | 0,99 | 0,14 |
Как следует из представленных данных, полученные системы обладают необходимыми реологическими характеристиками для использования их в качестве жидкостей для гидравлического разрыва пласта.
При этом, поскольку в углеводородные гели деструктор не добавляется, они сохраняют высокую вязкость в течение длительного времени. Проведенные дополнительные исследования на термостабильность углеводородных гелей, в том числе составов, приведенных в примерах 1-2, при различных температурах в течение длительного времени показывают, что они сохраняют высокую вязкость при температурах 20 - 100°С не менее 3-4 месяцев.
Кроме того, на контакте с водой углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) в результате гидролиза образует пленку гидроокиси алюминия, а углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2) в результате взаимодействия с водой образует устойчивую эмульсию, что способствует снижению проницаемости при фильтрации воды. В то же время указанные гели снижают свою вязкость при контакте с углеводородами за счет разбавления и снижения концентрации гелеобразующих веществ.
Водоизолирующие свойства углеводородных гелей исследовались на фильтрационной установке в лаборатории физического моделирования пластовых процессов в Институте промысловой химии при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
В экспериментах использовались водонасыщенные насыпные модели пласта с набивкой фракцией кварцевого песка заданного времени помола.
Длина каждой модели составляла 48,7 см
Площадь поперечного сечения - 7,5 см2
Температура экспериментов - 80°С.
В таблицах 4-5 представлены результаты фильтрационных экспериментов по изучению тампонирующих и селективных свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (пример 1) и углеводородного геля на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров (пример 2).
Таблица 4
Результаты фильтрационного эксперимента по изучению свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров
| № п/п | Этапы эксперимента | Объем фильтрации, Vпор |
Проницаемость по фильтруемой жидкости, мкм2 |
| 1. | Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м3 с постоянным расходом и определение проницаемости по ней | До стабилизации перепада давления | 2,331 |
| 2. | Закачка углеводородного геля в прямом направлении | 1 Vпор | |
| 3. | Фильтрация воды* плотностью 1012 кг/м3 в обратном направлении с постоянным расходом и определение конечной проницаемости по ней | До стабилизации перепада давления | 0,018 |
| 4. | Закачка дизельного топлива в обратном направлении и определение конечной проницаемости по нему | До стабилизации перепада давления | 0,535 |
* Вода пластовая, хлоркальциевого типа, с содержанием катионов Са++ и Mg++ lOOO мг/л.
Как видно из представленных данных, закачка углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфиров значительно снижает (в 129,5-81,7 раз, соответственно) проницаемость модели водонасыщенного коллектора по воде, причем последующая закачка углеводородной жидкости (дизельного топлива) значительно увеличивает проницаемость (в 29,7 - 34,1 раз, соответственно), что свидетельствует о том, что эти углеводородные гели способны селективно изолировать воду.
Пример 4 . Осуществления способа. В способе гидравлического разрыва пласта сначала закачивают водоизолирующий состав - углеводородный гель, содержащий дизельное топливо, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т”, приготовленный аналогично примеру 1, потом закачивают водный гель комплекса “Химеко-В”, приготовленный аналогично примеру 2.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков.
Источники информации
1. Ely J.W. Stimulation engineering handbook: Tulsa, Oklahoma. Penwell Books. - 1994. - 357 p. - аналог.
2. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals/ Carlos Brocco, E.Dwyann Dalrymple, Prentice Creel, Horacio Peacock//Oil & Gas Journal. - June 28, 1999. - Vol.97, - No.26, - P. 66-68 – наиболее близкий аналог.
Claims (1)
- Способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор, отличающийся тем, что используют в качестве изолирующего состава углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь “Химеко-Т” и активатор “Химеко-Т” или гелеобразователь “Химеко-Н” и активатор “Химеко-Н”, а в качестве полисахаридного водного геля – водный гель комплекса “Химеко-В”.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100331/03A RU2256787C1 (ru) | 2004-01-13 | 2004-01-13 | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100331/03A RU2256787C1 (ru) | 2004-01-13 | 2004-01-13 | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2256787C1 true RU2256787C1 (ru) | 2005-07-20 |
Family
ID=35842605
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004100331/03A RU2256787C1 (ru) | 2004-01-13 | 2004-01-13 | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2256787C1 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2368769C2 (ru) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2397319C2 (ru) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2439311C1 (ru) * | 2010-07-30 | 2012-01-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ гидроразрыва пласта с применением комплекса "химеко" |
| RU2456444C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2507378C1 (ru) * | 2012-09-27 | 2014-02-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук (ИГД СО РАН) | Способ герметизации дегазационных скважин |
| RU2566345C1 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах |
| RU2647550C2 (ru) * | 2016-06-28 | 2018-03-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Активная целлюлозная мука для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах |
| RU2801728C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-08-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4316810A (en) * | 1978-04-20 | 1982-02-23 | Halliburton Company | Gelled oil base compositions and methods of preparation and use of same |
| RU2132458C1 (ru) * | 1997-08-13 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Жидкость для гидравлического разрыва пласта |
| RU2183263C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-06-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров |
| RU2184222C2 (ru) * | 2000-06-26 | 2002-06-27 | Магадова Любовь Абдулаевна | Углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров |
| RU2190093C2 (ru) * | 2000-06-20 | 2002-09-27 | Гильденберг Евгений Залиманович | Способ гидравлического разрыва пласта |
-
2004
- 2004-01-13 RU RU2004100331/03A patent/RU2256787C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4316810A (en) * | 1978-04-20 | 1982-02-23 | Halliburton Company | Gelled oil base compositions and methods of preparation and use of same |
| RU2132458C1 (ru) * | 1997-08-13 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Жидкость для гидравлического разрыва пласта |
| RU2190093C2 (ru) * | 2000-06-20 | 2002-09-27 | Гильденберг Евгений Залиманович | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2184222C2 (ru) * | 2000-06-26 | 2002-06-27 | Магадова Любовь Абдулаевна | Углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров |
| RU2183263C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-06-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| BROCCO C. et. al. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals. Oil and Gas Journal. US, 28.06.1999, v. 97, № 26, p. 66-68. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2397319C2 (ru) * | 2007-03-02 | 2010-08-20 | Трайкэн Велл Сервис Лтд. | Способ гидравлического разрыва пласта |
| US8141638B2 (en) | 2007-03-02 | 2012-03-27 | Trican Well Services Ltd. | Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid |
| RU2358100C2 (ru) * | 2007-06-28 | 2009-06-10 | Олег Евдокимович Васильев | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2368769C2 (ru) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2439311C1 (ru) * | 2010-07-30 | 2012-01-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ гидроразрыва пласта с применением комплекса "химеко" |
| RU2456444C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2507378C1 (ru) * | 2012-09-27 | 2014-02-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук (ИГД СО РАН) | Способ герметизации дегазационных скважин |
| RU2566345C1 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах |
| RU2647550C2 (ru) * | 2016-06-28 | 2018-03-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Активная целлюлозная мука для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах |
| RU2801728C1 (ru) * | 2022-12-23 | 2023-08-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2808396C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" | Способ проведения повторного многостадийного гидравлического разрыва пласта с отклоняющими пачками в горизонтальной скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7823642B2 (en) | Control of fines migration in well treatments | |
| CA2671204C (en) | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| US8387699B2 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| RU2369736C2 (ru) | Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами | |
| BRPI0806243A2 (pt) | método para estimular uma porção de uma formação subterránea | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| JP2020532627A (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| WO2018160265A1 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
| CN103781874A (zh) | 在使用水溶性聚合物的粘弹性表面活性剂压裂流体中的流体损失控制 | |
| US11898086B2 (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| US7378377B2 (en) | Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| EA011222B1 (ru) | Добавки к жидкости для гидроразрыва пласта в виде сухой смеси | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| RU2379473C1 (ru) | Эмульсионный состав для временной изоляции пласта | |
| RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2851547C1 (ru) | Способ глушения нефтяных скважин при ремонте действующих скважин | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2837018C1 (ru) | Состав для глушения нефтяных скважин и способ его получения | |
| RU2794253C1 (ru) | Блокирующий состав для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин | |
| US12054669B2 (en) | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof |