WO2010068137A1 - Method for hydraulically fracturing an underground formation - Google Patents
Method for hydraulically fracturing an underground formation Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010068137A1 WO2010068137A1 PCT/RU2009/000529 RU2009000529W WO2010068137A1 WO 2010068137 A1 WO2010068137 A1 WO 2010068137A1 RU 2009000529 W RU2009000529 W RU 2009000529W WO 2010068137 A1 WO2010068137 A1 WO 2010068137A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- proppant
- particles
- hydraulic fracturing
- migration
- underground formation
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Definitions
- the present invention relates to the field of hydraulic fracturing in subterranean formations and, in particular, to a method for optimizing the lateral migration of proppant particles as it moves along a fracture.
- Hydraulic fracturing is the main technological process of increasing the permeability of the bottomhole zone of the reservoir due to the formation of cracks or the expansion and deepening of natural cracks in it.
- hydraulic fracturing fluid is pumped into the wellbore crossing the subterranean formation under high pressure. Deposits or rocks are forced to crack and rupture.
- the proppant is pumped into the fracture to prevent the fracture from closing after relieving pressure on the formation, and thereby to provide improved production of recoverable fluid, i.e., oil, gas, or water.
- the proppant is used to hold the walls of the fracture apart from each other to create a conductive channel in the wellbore.
- the proppant particles Along with the transport of proppant particles along the crack, there is also a transverse migration of particles, leading to an uneven distribution of the proppant across the flow.
- a number of reasons affect the appearance of the transverse motion of particles in a crack: the presence of channel walls, the deposition of particles on the bottom of the crack, the heterogeneity of the transverse profile of the velocity of the carrier flow, and the non-zero velocity of the particles to slip relative to the fluid.
- US Pat. No. 7,299,875 proposed a method for fracturing an underground field portion with the ability to control particle movement.
- This method involves the interaction of an underground field site with a flushing fluid; the interaction of the underground field with the hardening fluid, including resin and aqueous solutions, and the interaction of the underground field with the fracturing fluid under pressure sufficient to create or increase a gap in the soil.
- Patent WO2007086771 proposes methods for forming proppant clusters or islands in a fracture and free channels for fluid flow between them.
- US Pat. No. 4,478,282 describes a method for fracturing an underground field discovered by a well. The essence of the method is that first a portion of hydraulic fracturing fluid is pumped into the field, then a liquid phase without proppant containing a transporting fluid and a blocking material.
- This material consists of sand and quartz flour, the particle size of which is 10-20, 20-40 and 100 cells for sand 200 for quartz flour. At the last stage, the proppant enriched slurry is pumped.
- the technical result of the present invention is to optimize the lateral migration of proppant particles during injection, preventing uneven distribution of the proppant across the flow.
- the method of hydraulic fracturing of an underground formation involves injecting into the fracture created in the formation a hydraulic fracturing fluid containing proppant particles, using hydraulic fracturing fluid and / or proppant having properties that optimize the speed of lateral migration of proppant particles during proppant flow along the crack during the injection process.
- hydraulic fracturing fluid and / or proppant are used, with properties that allow rapid transverse migration of proppant particles during proppant flow along a fracture in a subterranean formation during injection to form a concentrated vertical layer of particles in the middle of the fracture.
- hydraulic fracturing fluid and / or proppant are used, with properties that allow for a slow transverse migration of proppant particles as the proppant flows along cracks in the subterranean formation during the injection process with a uniform distribution of particles in the transverse direction.
- hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa-s can be used.
- a proppant with particles larger than 0.3 mm can be used.
- a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 can be used.
- a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 can be used.
- hydraulic fracturing fluid with a viscosity of more than 0.2 Pa-s can be used.
- a proppant with particles smaller than 0.08 mm can be used.
- a proppant with a density in the range between 900 kg / m 3 and 1100 kg / m 3 can be used.
- FIG. 1 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of the particle radius of the proppant
- FIG. 2 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of proppant material density
- FIG. 3 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of the fracturing fluid viscosity
- FIG. 4 illustrates the process of rapid transverse migration of a proppant to the center of a crack to form a concentrated layer of particles
- FIG. 5 illustrates the process of slow transverse migration of a proppant when the impurity is uniformly distributed in the transverse direction.
- the present invention makes it possible to pre-set the rate of transverse migration of proppant particles during transport along the crack during the injection process and thereby optimize the transverse migration of particles by first selecting the fracturing fluid viscosity, proppant density or particle size, or all three parameters together.
- An increase in the viscosity of a liquid a decrease in the density or size of particles leads to a slow transverse migration.
- an increase in the density and size of the agent a decrease in the viscosity of the liquid leads to rapid transverse migration.
- Slow lateral movement of particles can be useful to ensure uniform distribution of particles across the crack, which avoids the formation of a concentrated layer of particles on the midline of the crack, thereby avoiding unwanted rapid precipitation of particles.
- rapid migration leads to the formation of a concentrated layer of particles in the middle of the crack, which helps to avoid unwanted clogging of the crack (arching).
- the injection into the subterranean formation of a fracturing fluid mixed with a proppant provides longitudinal movement of proppant particles along the fracture.
- the process of transport of the agent (particles) in the crack is accompanied by the migration of particles in the transverse direction.
- This transverse flow is explained by a number of reasons: the presence of the channel walls, the possibility of precipitation of particles in the sediment, the heterogeneity of the velocity of the carrier flow, as well as the slipping of particles.
- To characterize the transverse flow process we introduce a longitudinal length over which the transverse migration of the impurity occurs. This is a characteristic linear dimension along the crack, at which particles move in the transverse direction by a distance comparable in order of magnitude to the width of the crack. In the case of slow (fast) particle migration, the characteristic longitudinal migration length is large (small) compared to the crack length.
- FIG. 4 and 5 show the processes of fast and slow transverse migration of proppant particles, respectively, where 1 is the borehole, 2 is the fracture, 3 is the proppant.
- the proppant 3 If the lateral migration of particles develops rapidly (the characteristic longitudinal migration length is small), then the proppant 3 accumulates near the center of the crack 2, forming a narrow vertical layer with a high concentration of particles (Fig. 4). Such a flow leads to an increase in the deposition rate of the proppant and to an increase in sediment growth. On the other hand, the presence of a narrow zone with a high particle concentration avoids unwanted clogging (arching in the granular material of particles) and stopping crack growth (end-shielding effect).
- the present invention provides a method for optimizing the lateral migration of proppant particles when moving along a fracture by first selecting the properties of the fracturing fluid and / or proppant.
- the transverse migration of particles can accelerate or slow down.
- the characteristic longitudinal size of the transverse migration of particles is directly proportional to the viscosity of the fracturing fluid, inversely proportional to the size of the proppant particles, and inversely proportional to the absolute value of the difference between the density of the agent and the density of the fluid.
- the graphs in FIG. 1-3 show the relationship between the characteristic longitudinal size and hydraulic fracturing viscosity, material density and proppant particle size. For a crack with a width of 0.01 m and a fracturing fluid velocity OD m / s in FIG.
- FIG. 1 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse particle migration as a function of the radius ⁇ of the proppant particle; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the particles of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 .
- Figure 2 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse migration of particles depending on the density p ° of the material of the proppant; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the particle density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the size of the proppant is 0.5 mm.
- Fig.3 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse migration of particles depending on the viscosity ⁇ of the fracturing fluid; the viscosity of the fracturing fluid is 1000 Pa-s, the particle density proppant agent - 2600 kg / m 3 , the particle size of the proppant is 0.5 mm
- the viscosity range of the fracturing fluid and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with a slow transverse particle migration are given.
- the density of proppant particles is 2600 kg / m 3
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- the range of the density of the material of the proppant agent particles and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with rapid transverse migration are given.
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- Proppant particle size 0.5 mm
- the example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with a slow transverse particle migration.
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- the example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with rapid transverse migration.
- the density of the fracturing fluid 1000 kg / m 3
- Proppant particle radius 0.3 - 1 mm
Abstract
The invention relates to hydraulic fracturing in underground formations. The method for hydraulically fracturing an underground formation involves pumping a hydraulic fracturing fluid, which contains propping agent particles, into a fracture made in the formation. For this purpose, the hydraulic fracturing fluid and/or the propping agent, exhibiting properties, which make it possible to optimize the transversal migration rate of the propping agent particles when the propping agent flows along the fracture during pumping, are used.
Description
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА UNDERGROUND SUBSTANCE HYDRAULIC METHOD
Настоящее изобретение относится к области гидравлического разрыва в подземных пластах и, в частности, к способу оптимизации поперечной миграции частиц расклинивающего агента при его перемещении вдоль трещины.The present invention relates to the field of hydraulic fracturing in subterranean formations and, in particular, to a method for optimizing the lateral migration of proppant particles as it moves along a fracture.
Гидравлический разрыв является основным технологическим процессом увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ствол скважины, пересекающей подземный пласт, закачивается гидроразрывная жидкость под высоким давлением. Пластовое отложение пород или горная порода принуждается к растрескиванию и разрыву. Расклинивающий агент закачивается в трещину для предотвращения смыкания трещины после снятия давления на пласт и, тем самым, для обеспечения улучшенной добычи извлекаемой текучей среды, то есть нефти, газа или воды.Hydraulic fracturing is the main technological process of increasing the permeability of the bottomhole zone of the reservoir due to the formation of cracks or the expansion and deepening of natural cracks in it. To do this, hydraulic fracturing fluid is pumped into the wellbore crossing the subterranean formation under high pressure. Deposits or rocks are forced to crack and rupture. The proppant is pumped into the fracture to prevent the fracture from closing after relieving pressure on the formation, and thereby to provide improved production of recoverable fluid, i.e., oil, gas, or water.
Таким образом, расклинивающий агент используется для удержания стенок трещины на расстоянии друг от друга для создания проводящего канала в стволе скважины. Наряду с транспортом частиц расклинивающего агента вдоль трещины происходит также поперечная миграция частиц, приводящая к неравномерному распределению расклинивающего агента поперек течения. На возникновение поперечного движения частиц в трещине влияет целый ряд причин: наличие стенок канала, осаждение частиц на дно трещины, неоднородность поперечного профиля скорости несущего потока и ненулевая скорость проскальзывания частиц относительно жидкости.
В патенте US7299875 был предложен метод гидроразрыва участка подземного месторождения с возможностью контроля движения частиц. Этот метод включает в себя взаимодействие участка подземного месторождения с промывающей жидкостью; взаимодействие участка подземного месторождения с отвердевающей жидкостью, включая смолу и водные растворы, и взаимодействие участка подземного месторождения с гидроразрывной жидкостью под давлением, достаточным для создания или увеличения разрыва в грунте.Thus, the proppant is used to hold the walls of the fracture apart from each other to create a conductive channel in the wellbore. Along with the transport of proppant particles along the crack, there is also a transverse migration of particles, leading to an uneven distribution of the proppant across the flow. A number of reasons affect the appearance of the transverse motion of particles in a crack: the presence of channel walls, the deposition of particles on the bottom of the crack, the heterogeneity of the transverse profile of the velocity of the carrier flow, and the non-zero velocity of the particles to slip relative to the fluid. US Pat. No. 7,299,875 proposed a method for fracturing an underground field portion with the ability to control particle movement. This method involves the interaction of an underground field site with a flushing fluid; the interaction of the underground field with the hardening fluid, including resin and aqueous solutions, and the interaction of the underground field with the fracturing fluid under pressure sufficient to create or increase a gap in the soil.
В патенте WO2007086771 предложены методы, обеспечивающие образование в трещине кластеров или островков пропанта и свободных каналов для течения жидкости между ними.Patent WO2007086771 proposes methods for forming proppant clusters or islands in a fracture and free channels for fluid flow between them.
Патент US 4478282 описывает метод гидроразрыва подземного месторождения, вскрытого скважиной. Суть метода заключается в том, что сначала в месторождение закачивается порция гидроразрывной жидкости, затем жидкая фаза без пропанта, содержащая транспортирующую жидкость и материал, блокирующий течение. Этот материал состоит из песка и кварцевой муки размер частиц которых составляет 10-20, 20-40 и 100 ячеек для песка 200 для кварцевой муки. На последней стадии происходит закачка гидросмеси, обогащенной проппантом.US Pat. No. 4,478,282 describes a method for fracturing an underground field discovered by a well. The essence of the method is that first a portion of hydraulic fracturing fluid is pumped into the field, then a liquid phase without proppant containing a transporting fluid and a blocking material. This material consists of sand and quartz flour, the particle size of which is 10-20, 20-40 and 100 cells for sand 200 for quartz flour. At the last stage, the proppant enriched slurry is pumped.
В патенте US4549608 к заглубленному нефтяному или газовому резервуару применяется технология гидроразрыва посредством закачки туда жидкости через перфорацию в трубе скважины, внедренной в этот резервуар. Гидроразрывная жидкость содержит глинистый стабилизатор, необходимый для упрочнения частиц глины или мелких фракций на поверхности получившейся трещины. В трещину закачивается пропант, состоящий из песка с гравием. Затем нефть или газ добывается в скважину из резервуара через трещину.
Все вышеперечисленные патенты описывают методы контроля движения частиц и фактически предлагают возможности для управления движением частиц после закрытия трещины, но не позволяют обеспечить оптимальную поперечную миграцию расклинивающего агента частиц во время закачки.In the patent US4549608, a hydraulic fracturing technique is applied to a buried oil or gas reservoir by pumping fluid there through perforation in a well pipe embedded in that reservoir. Hydraulic fracturing fluid contains a clay stabilizer necessary for hardening clay particles or small fractions on the surface of the resulting crack. A proppant consisting of sand and gravel is pumped into the crack. Oil or gas is then produced into the well from the reservoir through a fracture. All of the above patents describe methods for controlling particle motion and, in fact, offer opportunities for controlling particle motion after crack closure, but do not allow optimal lateral migration of the proppant of particles during injection.
Техническим результатом настоящего изобретения является оптимизация поперечной миграции частиц расклинивающего агента во время закачки, предотвращающая неравномерность распределения расклинивающего агента поперек течения.The technical result of the present invention is to optimize the lateral migration of proppant particles during injection, preventing uneven distribution of the proppant across the flow.
Этот технический результат достигается тем, что способ гидроразрыва подземного пласта предусматривает закачку в трещину, созданную в пласте, гидроразрывной жидкости, содержащей частицы расклинивающего агента, при этом используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент, обладающие свойствами, обеспечивающими оптимизацию скорости поперечной миграции частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль трещины в процессе закачки.This technical result is achieved by the fact that the method of hydraulic fracturing of an underground formation involves injecting into the fracture created in the formation a hydraulic fracturing fluid containing proppant particles, using hydraulic fracturing fluid and / or proppant having properties that optimize the speed of lateral migration of proppant particles during proppant flow along the crack during the injection process.
В одном варианте осуществления изобретения используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент, со свойствами, обеспечивающими быструю поперечную миграцию частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль трещины в подземном пласте в процессе закачки с образованием концентрированного вертикального слоя частиц в середине трещины.In one embodiment of the invention, hydraulic fracturing fluid and / or proppant are used, with properties that allow rapid transverse migration of proppant particles during proppant flow along a fracture in a subterranean formation during injection to form a concentrated vertical layer of particles in the middle of the fracture.
В другом варианте осуществления изобретения используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент, со свойствами, обеспечивающими медленную поперечную миграцию частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль
трещины в подземном пласте в процессе закачки с равномерным распределением частиц в поперечном направлении.In another embodiment of the invention, hydraulic fracturing fluid and / or proppant are used, with properties that allow for a slow transverse migration of proppant particles as the proppant flows along cracks in the subterranean formation during the injection process with a uniform distribution of particles in the transverse direction.
Для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использована гидроразрывная жидкость с вязкостью менее 0, 01 Па-с.To ensure rapid lateral migration of proppant particles in the fracture, hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa-s can be used.
Для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с частицами размером более 0,3 мм.To ensure rapid lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with particles larger than 0.3 mm can be used.
Для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с плотностью более 1500 кг/м3.To ensure rapid lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 can be used.
Для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с плотностью менее 900 кг/м3.To ensure rapid lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 can be used.
Для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использована гидроразрывная жидкость с вязкостью более 0, 2 Па-с.To ensure a slow transverse migration of proppant particles in the fracture, hydraulic fracturing fluid with a viscosity of more than 0.2 Pa-s can be used.
Для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с частицами размером менее 0,08 мм.To ensure slow lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with particles smaller than 0.08 mm can be used.
Для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине может быть использован расклинивающей агент с плотностью в диапазоне между 900 кг/м3 и 1100 кг/м3.To ensure slow lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density in the range between 900 kg / m 3 and 1100 kg / m 3 can be used.
Изобретение поясняется чертежами, на которых изображено следующее:
Фиг. 1 представляет собой график зависимости характерного продольного размера поперечной миграции частиц в зависимости от радиуса частиц расклинивающего агента;The invention is illustrated by drawings, which depict the following: FIG. 1 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of the particle radius of the proppant;
Фиг. 2 представляет собой график зависимости характерного продольного размера поперечной миграции частиц в зависимости от плотности материала расклинивающего агента;FIG. 2 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of proppant material density;
Фиг. 3 представляет собой график зависимости характерного продольного размера поперечной миграции частиц в зависимости от вязкости гидроразрывной жидкости;FIG. 3 is a graph of the characteristic longitudinal size of the transverse particle migration as a function of the fracturing fluid viscosity;
Фиг. 4 иллюстрирует процесс быстрой поперечной миграции расклинивающего агента к центру трещины с образованием концентрированного слоя частиц;FIG. 4 illustrates the process of rapid transverse migration of a proppant to the center of a crack to form a concentrated layer of particles;
Фиг. 5 иллюстрирует процесс медленной поперечной миграции расклинивающего агента, когда примесь равномерно распределена в поперечном направлении.FIG. 5 illustrates the process of slow transverse migration of a proppant when the impurity is uniformly distributed in the transverse direction.
Предлагаемое изобретение дает возможность заранее задать скорость поперечной миграции частиц расклинивающего агента при транспорте вдоль трещины в процессе закачки и тем самым оптимизировать процесс поперечной миграции частиц посредством предварительного выбора вязкости гидроразрывной жидкости, плотности расклинивающего агента или размеров его частиц, или всех трех параметров вместе. Увеличение вязкости жидкости, снижение плотности или размеров частиц приводят к медленной поперечной миграции. Наоборот, увеличение плотности и размера агента, снижение вязкости жидкости приводит к быстрой поперечной миграции. Медленное поперечное движение частиц может быть полезным для обеспечения равномерного распределения частиц поперек трещины, что позволяет избежать формирования концентрированного слоя из частиц на средней линии трещины, тем самым
избегая нежелательного быстрого выпадения частиц в осадок. С другой стороны, быстрая миграция приводит к образованию концентрированного слоя частиц в середине трещины, что помогает избежать нежелательной закупорки трещины (сводообразования).The present invention makes it possible to pre-set the rate of transverse migration of proppant particles during transport along the crack during the injection process and thereby optimize the transverse migration of particles by first selecting the fracturing fluid viscosity, proppant density or particle size, or all three parameters together. An increase in the viscosity of a liquid, a decrease in the density or size of particles leads to a slow transverse migration. On the contrary, an increase in the density and size of the agent, a decrease in the viscosity of the liquid leads to rapid transverse migration. Slow lateral movement of particles can be useful to ensure uniform distribution of particles across the crack, which avoids the formation of a concentrated layer of particles on the midline of the crack, thereby avoiding unwanted rapid precipitation of particles. On the other hand, rapid migration leads to the formation of a concentrated layer of particles in the middle of the crack, which helps to avoid unwanted clogging of the crack (arching).
Закачка в подземный пласт гидроразрывной жидкости с примесью расклинивающего агента обеспечивает продольное перемещение частиц расклинивающего агента вдоль трещины. Процесс транспорта агента (частиц) в трещине сопровождается миграцией частиц в поперечном направлении. Такое поперечное течение объясняется рядом причин: наличием стенок канала, возможностью выпадения частиц в осадок, неоднородностью скорости несущего потока, а также проскальзыванием частиц. Чтобы охарактеризовать процесс поперечного течения, мы вводим продольную длину, на которой происходит поперечная миграция примеси. Это характерный линейный размер вдоль трещины, на котором частицы перемещаются в поперечном направлении на расстояние, сравнимое по порядку величины с шириной трещины. В случае медленной (быстрой) миграции частиц характерная продольная длина миграции велика (мала) по сравнению с длиной трещины.The injection into the subterranean formation of a fracturing fluid mixed with a proppant provides longitudinal movement of proppant particles along the fracture. The process of transport of the agent (particles) in the crack is accompanied by the migration of particles in the transverse direction. This transverse flow is explained by a number of reasons: the presence of the channel walls, the possibility of precipitation of particles in the sediment, the heterogeneity of the velocity of the carrier flow, as well as the slipping of particles. To characterize the transverse flow process, we introduce a longitudinal length over which the transverse migration of the impurity occurs. This is a characteristic linear dimension along the crack, at which particles move in the transverse direction by a distance comparable in order of magnitude to the width of the crack. In the case of slow (fast) particle migration, the characteristic longitudinal migration length is large (small) compared to the crack length.
На Фиг. 4 и 5 показаны процессы быстрой и медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента соответственно, где 1 - ствол скважины, 2 - трещина гидроразрыва, 3 - расклинивающий агент.In FIG. 4 and 5 show the processes of fast and slow transverse migration of proppant particles, respectively, where 1 is the borehole, 2 is the fracture, 3 is the proppant.
Если поперечная миграция частиц развивается быстро (характерная продольная длина миграции мала), тогда расклинивающий агент 3 скапливается возле центра трещины 2, формируя узкий вертикальный слой с высокой концентрацией частиц (Фиг. 4). Такое течение приводит к увеличению скорости осаждения расклинивающего агента и усилению роста осадка. С другой стороны, наличие в течении узкой зоны с высокой
концентрацией частиц позволяет избежать нежелательной закупорки (сводообразования в гранулированном материале частиц) и остановки роста трещины (эффекта концевого экранирования).If the lateral migration of particles develops rapidly (the characteristic longitudinal migration length is small), then the proppant 3 accumulates near the center of the crack 2, forming a narrow vertical layer with a high concentration of particles (Fig. 4). Such a flow leads to an increase in the deposition rate of the proppant and to an increase in sediment growth. On the other hand, the presence of a narrow zone with a high particle concentration avoids unwanted clogging (arching in the granular material of particles) and stopping crack growth (end-shielding effect).
Если поперечная миграция частиц расклинивающего агента медленная (харктерный продольный масштаб миграции велик), тогда примесь распределяется равномерно по всей ширине и длине трещины 2 (Фиг. 5). Это позволяет избежать скопления частиц расклиниваюещго агента 3 в узком слое и предотвратить быстрое осаждение частиц.If the transverse migration of the proppant particles is slow (the long longitudinal migration scale is large), then the impurity is distributed evenly over the entire width and length of crack 2 (Fig. 5). This avoids the accumulation of particles proppant agent 3 in a narrow layer and prevent the rapid deposition of particles.
Настоящее изобретение предлагает способ оптимизации поперечной миграции частиц расклинивающего агента при перемещении вдоль трещины с помощью предварительного выбора свойств гидроразрывной жидкости и/или расклинивающего агента. При изменении вязкости жидкости, размеров частиц агента или плотности агента, поперечная миграция частиц может ускоряться либо замедляться.The present invention provides a method for optimizing the lateral migration of proppant particles when moving along a fracture by first selecting the properties of the fracturing fluid and / or proppant. When changing the viscosity of the liquid, the particle size of the agent or the density of the agent, the transverse migration of particles can accelerate or slow down.
Быстрая поперечная миграция частиц достигается при помощи:Fast lateral particle migration is achieved by:
• снижения вязкости гидроразрывной жидкости (менее 0.01 Па-с);• reducing the fracturing fluid viscosity (less than 0.01 Pa-s);
• увеличения размера расклинивающего агента (более 0.3 мм);• increase in size of the proppant (more than 0.3 mm);
• увеличения плотности материала расклинивающего агента (более 1500 кг/м3) или снижения плотности (менее 900 кг/м3).• increasing the density of the material of the proppant (more than 1500 kg / m 3 ) or reducing the density (less than 900 kg / m 3 ).
Медленная поперечная миграция частиц достигается с помощью:Slow transverse particle migration is achieved by:
• увеличения вязкости гидроразрывной жидкости (более 0.2 Па-с);
• уменьшения размера расклинивающего агента (менее 0.08 мм);• increasing the fracturing fluid viscosity (more than 0.2 Pa-s); • reducing the size of the proppant (less than 0.08 mm);
• выбора плотности материала расклинивающего агента между значениями 900 и 1100 кг/м3 .• choosing the density of the material of the proppant between the values of 900 and 1100 kg / m 3 .
Таким образом, характерный продольный размер поперечной миграции частиц прямо пропорционален вязкости гидроразрывной жидкости, обратно пропорционален размеру частиц расклинивающего агента и обратно пропорционален абсолютной величине разности между плотностью агента и плотностью жидкости. Графики на Фиг. 1-3 отражают зависимость между характрным продольным размером и вязкостью гидроразрывной жидкости, плотностью материала и размером частиц расклинивающего агента. Для трещины шириной 0,01 м и скорости гидроразрывной жидкости ОД м/с на Фиг. 1 показан график зависимости характерного продольного размера L поперечной миграции частиц в зависимости от радиуса σ частицы расклинивающего агента; при этом вязкость гидроразрывной жидкости составляет 0,01 Па-с, плотность частиц гидроразрывной жидкости - 1000 кг/ м3, плотность частиц расклинивающего агента - 2600 кг/ м3. На Фиг.2 приведен график зависимости характерного продольного размера L поперечной миграции частиц в зависимости от плотности p° материала расклинивающего агента; при этом вязкость гидроразрывной жидкости составляет 0,01 Па-с, плотность частиц гидроразрывной жидкости - 1000 кг/ м3, размер частиц расклинивающего агента - 0,5 мм. На фиг.З показан график зависимости характерного продольного размера L поперечной миграции частиц в зависимости от вязкости μ гидроразрывной жидкости; при этом вязкость гидроразрывной жидкости составляет 1000 Па-с, плотность частиц
расклинивающего агента - 2600 кг/ м3, размер частиц расклинивающего агента - 0,5 мм.Thus, the characteristic longitudinal size of the transverse migration of particles is directly proportional to the viscosity of the fracturing fluid, inversely proportional to the size of the proppant particles, and inversely proportional to the absolute value of the difference between the density of the agent and the density of the fluid. The graphs in FIG. 1-3 show the relationship between the characteristic longitudinal size and hydraulic fracturing viscosity, material density and proppant particle size. For a crack with a width of 0.01 m and a fracturing fluid velocity OD m / s in FIG. 1 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse particle migration as a function of the radius σ of the proppant particle; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the density of the particles of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the particle density of the proppant is 2600 kg / m 3 . Figure 2 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse migration of particles depending on the density p ° of the material of the proppant; the viscosity of the fracturing fluid is 0.01 Pa-s, the particle density of the fracturing fluid is 1000 kg / m 3 , the size of the proppant is 0.5 mm. On Fig.3 shows a graph of the characteristic longitudinal size L of the transverse migration of particles depending on the viscosity μ of the fracturing fluid; the viscosity of the fracturing fluid is 1000 Pa-s, the particle density proppant agent - 2600 kg / m 3 , the particle size of the proppant is 0.5 mm
Изобретение поясняется нижеследующими примерами.The invention is illustrated by the following examples.
Пример 1Example 1
В этом примере приведены диапазон вязкости гидроразрывной жидкости и величины других определяющих параметров, обеспечивающие транспорт расклинивающего агента по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.In this example, the viscosity range of the fracturing fluid and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with a slow transverse particle migration are given.
Длина трещины - 100 мCrack length - 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/мFracturing Density = 1000 kg / m
Плотность частиц расклинивающего агента - 2600 кг/м3 The density of proppant particles is 2600 kg / m 3
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 ммProppant particle size = 0.5 mm
Диапазон вязкости гидроразрывной жидкости: 0.2- 0.4 Па-сFracturing fluid viscosity range: 0.2- 0.4 Pa-s
Пример 2Example 2
В этом примере приведены диапазон вязкости гидроразрывной жидкости и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с быстрой поперечной миграцией частиц.In this example, the range of the fracturing fluid viscosity and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with fast transverse particle migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Плотность расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Proppant density = 2600 kg / m 3
Размер расклинивающего агента = 0.5 мм
Диапазон вязкости гидроразрывной жидкости: 0.001 - 0.01 Па-сProppant size = 0.5 mm Fracturing fluid viscosity range: 0.001 - 0.01 Pa-s
Пример 3.Example 3
В данном примере представлено ограничение на плотность материала частиц расклинивающего агента, а также приведены величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.In this example, a restriction on the density of the material of the proppant agent particles is presented, and also the values of other determining parameters that provide proppant transport along the crack with slow transverse particle migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 ммProppant particle size = 0.5 mm
Ограничение плотности частиц расклинивающего агента: ρ° < 1020 кгlмProppant particle density limitation: ρ ° <1020 kglm
Пример 4.Example 4
В данном примере приведены диапазон плотности материала частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт расклинивающего агента по трещине с быстрой поперечной миграцией.In this example, the range of the density of the material of the proppant agent particles and the values of other determining parameters providing the proppant transport along the crack with rapid transverse migration are given.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Размер частиц расклинивающего агента = 0.5 мм
Диапазон плотности частиц расклинивающего агента: 1500 - 4000 кг/мЗProppant particle size = 0.5 mm Proppant particle density range: 1500 - 4000 kg / m3
Пример 5.Example 5
В примере приведены диапазон размеров частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт примеси по трещине с медленной поперечной миграцией частиц.The example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with a slow transverse particle migration.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Плотность частиц расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Proppant particle density = 2600 kg / m 3
Радиус частицы расклинивающего агента: 0.01 - 0.08 ммProppant particle radius: 0.01 - 0.08 mm
Пример 6.Example 6
В примере приведены диапазон размеров частиц расклинивающего агента и величины других определяющих параметров, обеспечивающих транспорт примеси по трещине с быстрой поперечной миграцией.The example shows the range of particle sizes of the proppant and the values of other determining parameters that ensure the transport of impurities along the crack with rapid transverse migration.
Длина трещины = 100 мCrack length = 100 m
Скорость гидроразрывной жидкости = 0.1 м/сFracturing Velocity = 0.1 m / s
Ширина трещины = 0.01 мCrack Width = 0.01 m
Плотность гидроразрывной жидкости = 1000 кг/м3 The density of the fracturing fluid = 1000 kg / m 3
Вязкость гидроразрывной жидкости = 0.01 Па-сFracturing viscosity = 0.01 Pa-s
Плотность частиц расклинивающего агента = 2600 кг/м3 Proppant particle density = 2600 kg / m 3
Радиус частицы расклинивающего агента: 0.3 - 1 мм
Proppant particle radius: 0.3 - 1 mm
Claims
1. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий закачку в трещину, созданную в пласте, гидроразрывной жидкости, содержащей частицы расклинивающего агента, отличающийся тем, что используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент, обладающие свойствами, обеспечивающими оптимизацию скорости поперечной миграции частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль трещины в процессе закачки.1. The method of hydraulic fracturing of an underground formation, including injecting into the fracture created in the formation, a hydraulic fracturing fluid containing proppant particles, characterized in that hydraulic fracturing fluid and / or proppant are used having properties that optimize the rate of transverse migration of proppant particles during flow proppant along the crack during the injection process.
2. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.l, отличающийся тем, что используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент со свойствами, обеспечивающими быструю поперечную миграцию частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль трещины в подземном пласте в процессе закачки с образованием концентрированного вертикального слоя частиц в середине трещины.2. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 1, characterized in that hydraulic fracturing fluid and / or a proppant are used with properties that provide rapid transverse migration of proppant particles during proppant flow along a crack in the subterranean formation during injection to form a concentrated vertical layer particles in the middle of a crack.
3. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 2, отличающийся тем, что для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют гидроразрывную жидкость с вязкостью менее 0, 01 Па-с.3. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 2, characterized in that hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0,01 Pa-s is used to ensure rapid transverse migration of proppant particles in the fracture.
4. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.2, отличающийся тем, что для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с частицами размером более 0,3 мм.4. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 2, characterized in that to provide fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with particles larger than 0.3 mm is used.
5. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.2, отличающийся тем, что для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с плотностью более 1500 кг/м3. 5. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 2, characterized in that in order to ensure rapid transverse migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 is used .
6. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.2, отличающийся тем, что для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающий агент с плотностью менее 900 кг/м3.6. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 2, characterized in that a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 is used to ensure rapid transverse migration of proppant particles in the fracture.
7. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.З, отличающийся тем, что дополнительно для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с частицами размером более 0,3 мм.7. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 3, characterized in that in addition to providing fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with particles larger than 0.3 mm is used.
8. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.З, отличающийся тем, что дополнительно для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с плотностью более 1500 кг/м3.8. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 3, characterized in that in addition to providing fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 is used .
9 . Способ гидроразрыва подземного пласта по п.З, отличающийся тем, что дополнительно для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с плотностью менее 900 кг/м3.9 . The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 3, characterized in that in addition to providing fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 is used .
10. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.4, отличающийся тем, что дополнительно для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с плотностью более 1500 кг/м3.10. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 4, characterized in that in addition to provide fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of more than 1500 kg / m 3 is used .
11. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.4, отличающийся тем, что дополнительно для обеспечения быстрой поперечной миграции частиц расклинивающего агента в трещине используют расклинивающей агент с плотностью менее 900 кг/м3.11. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 4, characterized in that in addition to providing fast lateral migration of proppant particles in the fracture, a proppant with a density of less than 900 kg / m 3 is used .
12. Способ гидроразрыва подземного пласта по п.l, отличающийся тем, что используют гидроразрывную жидкость и/или расклинивающий агент, со свойствами, обеспечивающими медленную поперечную миграцию частиц расклинивающего агента при течении расклинивающего агента вдоль трещины в подземном пласте в процессе закачки с равномерным распределением частиц в поперечном направлении.12. The method of hydraulic fracturing of an underground reservoir according to claim 1, characterized in that hydraulic fracturing fluid and / or a proppant are used, with properties that provide a slow transverse migration of proppant particles during the proppant flow agent along the crack in the subterranean formation during the injection process with a uniform distribution of particles in the transverse direction.
13. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 12, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента используют гидроразрывную жидкость с вязкостью более 0, 2 Па- с.13. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 12, characterized in that hydraulic fracturing fluid with a viscosity of more than 0.2 Pa is used to ensure slow lateral migration of proppant particles.
14. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 12, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента используют расклинивающей агент с частицами размером менее 0,08 мм.14. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 12, characterized in that a proppant with particles smaller than 0.08 mm is used to provide a slow transverse migration of proppant particles.
15. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 12, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента используют расклинивающей агент с плотностью в диапазоне между 900 кг/м3 и 1100 кг/м3.15. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 12, characterized in that to provide a slow transverse migration of proppant particles, a proppant with a density in the range between 900 kg / m 3 and 1100 kg / m 3 is used .
16. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 13, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента дополнительно используют расклинивающей агент с частицами размером менее 0,08 мм.16. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 13, characterized in that to provide a slow transverse migration of proppant particles, a proppant with particles smaller than 0.08 mm is additionally used.
17. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 13, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента дополнительно используют расклинивающей агент с плотностью в диапазоне между 900 кг/м3 и 1100 кг/м3.17. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 13, characterized in that to provide a slow transverse migration of proppant particles, a proppant with a density in the range between 900 kg / m 3 and 1100 kg / m 3 is additionally used.
18. Способ гидроразрыва подземного пласта по п. 14, отличающийся тем, что для обеспечения медленной поперечной миграции частиц расклинивающего агента дополнительно используют расклинивающей агент с плотностью в диапазоне между 900 кг/м3 и 1100 кг/м3. 18. The method of hydraulic fracturing of an underground formation according to claim 14, characterized in that to provide a slow transverse migration of proppant particles, a proppant with a density in the range between 900 kg / m 3 and 1100 kg / m 3 is additionally used.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008140626 | 2008-12-10 | ||
| RU2008140626/03A RU2008140626A (en) | 2008-12-10 | 2008-12-10 | UNDERGROUND SUBSTANCE HYDRAULIC METHOD |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010068137A1 true WO2010068137A1 (en) | 2010-06-17 |
Family
ID=42242937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2009/000529 WO2010068137A1 (en) | 2008-12-10 | 2009-10-09 | Method for hydraulically fracturing an underground formation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2008140626A (en) |
| WO (1) | WO2010068137A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012064213A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Method to enhance fiber bridging |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| US4509598A (en) * | 1983-03-25 | 1985-04-09 | The Dow Chemical Company | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
| US5964289A (en) * | 1997-01-14 | 1999-10-12 | Hill; Gilman A. | Multiple zone well completion method and apparatus |
-
2008
- 2008-12-10 RU RU2008140626/03A patent/RU2008140626A/en unknown
-
2009
- 2009-10-09 WO PCT/RU2009/000529 patent/WO2010068137A1/en active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| US4509598A (en) * | 1983-03-25 | 1985-04-09 | The Dow Chemical Company | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
| US5964289A (en) * | 1997-01-14 | 1999-10-12 | Hill; Gilman A. | Multiple zone well completion method and apparatus |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012064213A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Method to enhance fiber bridging |
| CN103249909A (en) * | 2010-11-12 | 2013-08-14 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | Method to enhance fiber bridging |
| RU2569386C2 (en) * | 2010-11-12 | 2015-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for improvement of fibre plugging |
| US9663706B2 (en) | 2010-11-12 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method to enhance fiber bridging |
| CN103249909B (en) * | 2010-11-12 | 2017-06-06 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | The method of reinforcing fiber linking |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008140626A (en) | 2010-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2402679C2 (en) | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed | |
| US9902898B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| AU2007355915B2 (en) | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing | |
| US5964289A (en) | Multiple zone well completion method and apparatus | |
| US20110272159A1 (en) | Hydraulic fracture height growth control | |
| EP3887640B1 (en) | System, method, and composition for controlling fracture growth | |
| WO2011000089A1 (en) | Methods of fracturing hydrocarbon reservoirs | |
| CN107133393B (en) | Passage pressure break well and story selecting and dynamic parameter optimum design method | |
| US20180087362A1 (en) | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation | |
| WO2010068137A1 (en) | Method for hydraulically fracturing an underground formation | |
| CN111742032B (en) | Method for enhancing conductivity by forming column fracture channels | |
| US20180087361A1 (en) | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation | |
| WO2010062213A1 (en) | Method for hydraulically fracturing a subsurface formation | |
| US11732179B2 (en) | Proppant-fiber schedule for far field diversion | |
| Sparlin | Fight Sand with Sand-A Realistic Approach to Gravel Packing | |
| US10370950B2 (en) | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation | |
| US11905813B2 (en) | Hydraulic fracturing with density-tunable heavy fracturing fluids | |
| Ning et al. | Re-fracturing technology research and application for low permeability reservoirs in Huabei oilfield | |
| US20240084191A1 (en) | Hydraulic fracturing with density-tunable aqueous heavy fracturing fluids | |
| Blackwell et al. | Borehole performance in alluvial aquifers: particulate damage | |
| Izuwa et al. | Evaluation of Fines Assisted Low Salinity Water Flooding in Edge Water Drive Reservoirs | |
| Poyyara et al. | Optimization of Acid Treatments by Assessing Diversion Strategies in Carbonate and Sandstone Formations | |
| EP4352183A1 (en) | Methods for preventing or mitigating wellbore screen out conditions using acid blends | |
| RU2088750C1 (en) | Method of development of oil pool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 09832186 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 09832186 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |