Многостадийный гидравлический разрыв продуктивного пласта

Multi-stage hydraulic fracturing

LEONTIEV D.S.1,
SHAMSUTDINOV N.M.1,
OVCHINNIKOV V.P.1,
ROZHKOVA O.V.1,
SPASIBOV V.M.1
1 «Tyumen Industrial University»
Tyumen, 625038,
Russian Federation

В настоящее время наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов в скважинах, в частности, с горизонтальным окончанием, остается технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Во многих регионах, по мнению большинства специалистов, это единственная технология вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченных к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам, позволяющая существенно увеличить добычу углеводородов и сделать скважины экономически рентабельными.

Эффективность ГРП значительно увеличивается в скважинах с горизонтальным окончанием. В этом случае длина горизонтального участка должна быть аргументирована соответствующим обоснованием поскольку, как показано многочисленными публикациями, приток пластового флюида в скважину осуществляется не из всего вскрытого интервала. Это является основанием необходимости разработки технологии и технических средств для многостадийного гидроразрыва пласта (МГПР) как со временем, так и по длине горизонтального участка ствола скважины. Для этого предложена и описана технология МГРП, обеспечивающая возможность проведения закачивания жидкости-разрыва и удерживания избыточного давления в обе стороны от компоновки гидроразрыва, в которой предусмотрена система обратных клапанов створчатого типа.

Новизна и новаторство состоит в технологическом решении доставки до целевого интервала и применения легко разбуриваемых пробок для гарантированного разобщения открытых интервалов и выполнения селективного ГРП. Потенциально кандидатами могут быть все скважины со спущенными компоновками диаметром 114 мм с муфтами ГРП однократного или многоразового действия по открытию-закрытию после выполнения работ по подготовке горизонтальной части скважины (требование «равнопроходного» сечения – с долотом диаметром 95 мм).

Currently, the most effective method of intensifying the flow of hydrocarbons and increasing the oil recovery of productive formations in wells especially wells with a horizontal end, is the use of technology of hydraulic fracturing (FRAC). In many regions, according to most experts, this is the only technology used for fields with hard-to-recover reserves, confined to low-permeable, poorly drained, heterogeneous and dissected reservoirs, which allows to significantly increase the production of hydrocarbons and make wells economically profitable.
The efficiency of hydraulic fracturing increases significantly in wells with a horizontal end. As a result, the length of the horizontal section should be justified by the appropriately, since, as shown by numerous publications, the flow of reservoir fluid into the well is not carried out from the entire opened interval. This is the basis for the need to develop technology and technical means for multi-stage hydraulic fracturing (MPPR) both over time and along the length of the horizontal section of the wellbore. For this purpose, the MGRP technology is proposed and described, which provides the possibility of liquid injection-rupture and retention of excess pressure in both directions from the hydraulic fracturing arrangement, in which a system of non-return valves of the leaf type is provided.
The novelty and innovation lie in the technological solution that is delivered to the target interval and the use of easily drilled plugs for guaranteed separation of open intervals and performing selective hydraulic fracturing. Potentially, candidates can be all wells with deflated layouts with a diameter of 114 mm with hydraulic fracturing couplings of a single or multiple action for opening and closing after the preparation of the horizontal part of the well (the requirement of an "equal-pass" section - with a bit of 95 mm diameter).

Одним из способов увеличения газонефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов, как установлено многими исследователями является сооружение скважин с горизонтальным окончанием, т. е. увеличение числа фильтрационных каналов в продуктивном горизонте за счет повышения в нем длины ствола скважины. Для этого протяженность горизонтального участка в некоторых предприятиях составляет тысячу метров и более, если позволяет толщина пласта, то и его профиль рекомендуют подвергать корректировке, в частности, рекомендуют волнообразный.
Однако имеющимися исследованиями показано:
– приток жидкости к скважине осуществляется только из первого слоя в случае многопластовой залежи [1–4];
– удельный дебит жидкости резко снижается при увеличении длины горизонтального участка более чем на 90м [5, 6];
– установлено, что отбор пластового флюида осуществляется только с 15 % длины горизонтального ствола. 75 % от общего притока приходится на первые 30 % его длины [7–8], а на ряде месторождений Западной Сибири приток варьируется с горизонтального участка размером от 2,4 м до 5 м при его длине от 150 до 430 м;
– показано [9], что увеличение до 100–150 м длины горизонтального участка дебит скважины по жидкости увеличивается, но затем снижается [10];
– предлагаемое выражение Ришарда для определения оптимальной длины горизонтального ствола, из-за различных геологических условий залежи, состояния разработки месторождения не способствует получению адекватного решения и поэтому широкого практического применения не получило [11].
Таким образом, изложенное является основанием необходимости осуществления гидроразрыва пласта, как метода интенсификации притока [12], а вместе с обеспечением достаточно высокой длины горизонтального ствола как метода увеличения коэффициента нефтегазоизвлечения из низкопроницаемого коллектора. При этом следует указать, что гидроразрыв должен быть многостадийным, разделенным по времени и по простиранию пласта – осваивается удаленная часть, затем следующие, расположенные ближе к скважине и имеющие определенные длины интервалов, в которых осуществляется гидроразрыв.

Результаты исследований
По результатам анализа имеющихся разработок в указанном направлении [13–15], для устранения выявленных недостатков предложены устройства (компоновка) и технология проведения многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта низкой проницаемости и малой толщины горизонтального участка ствола скважины [16–17].
Конструкция компоновки позволяет осуществлять закачивание жидкости-разрыва и удержания избыточного давления в обоих направлениях (выше и ниже) устройства.
Компоновка (рис. 1) состоит из ствола 1, на который установлены нижний клапанный узел 2, якорь нижний3, антизатекатели 4, манжета уплотнительная 5, якорь верхний 6, гайка разрезная 7, гайка верхняя 8, верхний клапанный узел 9;

– нижний якорь представляет собой башмак с захватами, вставками и конусом. Захваты соединяются с конусом посредством срезных винтов. Башмак навинчен на ствол с помощью резьбового соединения;
– верхний якорь изготовлен из конуса, захватов со вставками и верхней гайки. Соединяется со стволом через разрезную гайку, которая навинчена на ствол с помощью упорной резьбы, позволяет, упруго расширяясь, перескакивать по резьбе ствола при внешнем осевом воздействии, исключительно в одном направлении вниз. Перемещение гайки разрезной вверх – исключено;
– антизатекатели установлены с обеих сторон резиновой манжеты и предназначены для предотвращения затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонной под действием избыточного давления;
– нижний клапанный узел соединяется со стволом снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан. Он удерживает давление также в одном направлении, только снизу вверх;
– верхний клапанный узел соединяется со стволом сверху резьбовым соединением и также представляет собой тарельчатый обратный клапан. Он удерживает давление в одном направлении – сверху вниз;
– адаптер предназначен для соединения компоновки с установочным модулем. В нем можно выделить стволовую часть, которая соединяется со стволом компоновки и выходным штоком установочного модуля, а также наружную часть, которая передает усилие установочного модуля на детали компоновки, установленные подвижно на стволе;
– стволовая часть адаптера состоит из муфты 10, в которую ввернут шток 16. На муфту по наружной резьбе навернута обойма 11, имеющая четыре радиальных отверстия. В обойму ввернута опора цанги 14, на которую предварительно надета сама цанга 1;
– цанга вставлена в обойму и зафиксирована от перемещений четырьмя срезными штифтами 12, вставленными в радиальные отверстия обоймы. Сверху на обойму надета крышка 15, которая предохраняет от выпадения срезных штифтов. Крышка фиксируется стопорным винтом 22 (рис. 2). Цанга удерживается от раскрытия лепестков втулкой 20, которая зафиксирована от перемещений двумя срезными винтами:
– на нижней части штока имеется сбивной клапан, седло 18 с шариком, 24 вставленным в шток. Седло удерживается от выпадения цангой, которая в свою очередь зафиксирована на штоке четырьмя срезными винтами 21;
– сбивной клапан предназначен для перекрытия внутренней полости НКТ при создании внутри избыточного давления и приведения в действие установочного модуля.
Наружная часть адаптера представлена толкателем 17, который наворачивается на нижнюю втулку установочного модуля. Компоновка соединяется с адаптером посредством цанги, на лепестках которой имеется левая резьба. Для предотвращения самопроизвольного отворота компоновка фиксируется двумя срезными винтами, завернутыми в верхнем конце компоновки между лепестками цанги.
Также в компоновку входят цанга клапана 19, винт стопорный 23, кольца 25 и 26. Предлагаемой компоновке был присвоен заводской шифр BittFrac (рис. 3) [18,19], она работает следующим образом.
Первоначально компоновку BittFrac посредством адаптера соединяют с установочным модулем. Собранную компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают в заданный интервал скважины. В НКТ сбрасывают шар и в колонне создают избыточное давление. Под действием давления цилиндры установочного модуля перемещаются относительно неподвижных стволов вниз и оказывают силовое воздействие на подвижные части компоновки.
Осуществляется срезка срезных винтов на якорях. Захваты входят в зацепление с обсадной колонной. Манжета, расширяясь, обжимает обсадную колонну, герметично разобщая интервалы до и после компоновки.
При достижении давления в НКТ порядка 18 МПа происходит срез штифтов на адаптере, о чем свидетельствуют колебания давления (но падение до нуля не происходит) и цанга выходит из зацепления с компоновкой. Адаптер получает возможность перемещения вверх, в пределах хода штока (400 мм) до сбивного клапана. Давление в НКТ сбрасывают и производят натяжение подвески (не более 2 т). Седло и шар выпадают из штока, тем самым открывая проходное отверстие. Проверку открытия проходного отверстия оценивают разгрузкой компоновки по весу (до 2 т) и созданием давления в колонне НКТ. Отсутствие давления и циркуляции по затрубному пространству свидетельствует о том, что компоновка установлена и проходное отверстие открыто. Производят закачивание технологической жидкости под компоновку.
После проведения указанных работ производят натяжение подвески на величине более 400 мм и создают нагрузку весом более 3/4 тонна-сил до момента резкого падения веса (до собственного). В результате цанга слетает со штока, что позволяет адаптеру выйти из компоновки. Нижний и верхний обратные клапаны закрываются автоматически. Появляется циркуляция по затрубному пространству.
Технология гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением компоновки BittFrac выглядит следующим образом. В завершенную бурением и обсаженную скважину с горизонтальным участком на колонне насосно-компрессорных труб осуществляют спуск компоновки с адаптером (рис. 4).
После установки устройства в заданный интервал осуществляют сброс и прокачивание шара до посадочного седла. В колонне НКТ создается избыточное давление (порядка 17 МПа), осуществляется срезание штифтов в пакере гидравлического действия, происходит перемещение якорей, что в свою очередь деформирует манжету пакера. Деформация манжеты способствует герметичному разобщению интервалов до и после компоновки.
После этого осуществляют стравливание давления в колонне НКТ и производят натяжку инструмента весом не более 2 т/с. Штифты посадочного седла стволовой части адаптера срезаются и осуществляется разгрузка на пакер (не менее 5 т) и стволовая часть адаптера перемещается вниз. Шар и посадочное седло выпадают из стволовой части адаптера.
Закачивают жидкость разрыва в колонну НКТ, она заполняет часть обсадной колонны ниже пакера и за счет избыточного давления образуются искусственные трещины в продуктивном пласте, протекает гидроразрыв.
Затем осуществляется подъем колонны НКТ, стволовая часть адаптера выходит из пакера, что способствует закрытию створчатых обратных клапанов.
Таким образом, осуществляется интервальное проведение гидравлического разрыва пласта с последующим перекрытием интервала и удерживанием давления под пакером.
Аналогично производятся работы по гидравлическому разрыву следующего интервала пласта (в необходимом количестве) с оставлением пакеров в стволе скважины (рис. 5).
После осуществления требуемого числа ГРП спускают на гибкой трубе фрезу и проводят разбуривание оставшихся узлов компоновки с вымыванием металлической стружки разрушенной части резины на устье скважины, которая выходит на режим опробования, освоения с последующим запуском в эксплуатацию.

Обсуждение
Предложенные технические средства и технология ,на взгляд авторов, повысят эффективность разработки месторождений, пластовые условия в которых характеризуются низкими фильтрационными показателями, высокими вязкостными свойствами и т.п. Авторы не считают, что предложение позволит в целом решить проблему интенсификации притока пластового флюида к скважине и тем самым повысить нефтеизвлечение из коллектора, но по их мнению, в некотором отношении станет способствовать этому. Окончательные результаты будут получены по результатам широких производственных испытаний.

ВЫВОДЫ
1. Наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов является сооружение скважин с горизонтальным окончанием и проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта, разделенном во времени и пространстве.
2. Разработана новая технология поинтервального гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием и обеспечивающая возможность проведения закачивания жидкости-разрыва и удерживания избыточного давления в обе стороны от компоновки гидроразрыва за счет системы обратных клапанов створчатого типа.
3. В отличие от ранее известных новизна ее состоит в технологическом решении доставки до целевого интервала и применении легко разбуриваемых пробок для гарантированного разобщения открытых интервалов и выполнения селективного ГРП. Потенциально кандидатами могут быть все скважины со спущенными компоновками Ø114 мм и муфтами ГРП однократного или многоразового действия по открытию-закрытию после выполнения работ по подготовке горизонтальной части скважины по обеспечению требования «равнопроходного» сечения – с долотом диаметром 95 мм.

Литература

1. Федоров К.М. Оценка продуктивности горизонтальных скважин различной траектории в низкопроницаемых анизотропных коллекторах / К.М. Федоров, А.А. Чусовитин, В.А. Дрейман // Нефтяное хозяйство. 2011. № 7. С. 108–111.
2. Селеменов С.И. Интегрированный подход к оценке возможностей разработки сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов / С.И. Селеменов, А.А. Васильев, М.П. Колесова, А.Ю. Шекян / Российская нефтегазовая конференция и выставка SPE // SPE 117084.
3. Бриллиант Л.С. Технология оптимизации системы разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, А.А. Клочков, А.Г. Выдрин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2010. № 10. С. 82–84.
4. Федоров К.М. Теория и практика интерпретации кривых восстановления давления в горизонтальных скважинах / К.М. Федоров, В.Л. Терентьев, К.С.Григорьев, Р.Р.Бахитов // Нефтяное хозяйство. 2010. № 6. С. 56–59.
5. Сохошко С.К. Продуктивность скважин при поинтервальном гидроразрыве нефтяных пластов / С.К. Сохошко, И.В. Лесь, И.И. Клещенко и [др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2012. № 4. С. 70–74.
6. Вахрушева И.А. Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири / И.А. Вахрушева, А.А. Ручкин, В.И. Саунин, В.З. Сухер [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 34–37.
7. Рамазанов А.Ш. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами / А.Ш. Рамазанов, Р.Ф. Шарафутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2. С. 88–90.
8. Харламов К.Н. Анализ технологии строительства скважин, проблемы и пути их решения / К.Н. Харламов, В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, Д. Козодеев // Бурение. 2000. № 8. С. 22–25.
9. Подкуйко П.П. Об эффективности разработки нефтяных залежей терригенных отложений скважинами с горизонтальным окончанием ствола // Нефтепромысловое дело. 2008. № 12. С. 14–16.
10. Вакатов С.Н. Повышение эффективности разработки месторождений системой горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с учетом опыта их применения на Мишкинском месторождении Удмуртской Республики / С.Н. Вакатов, А.Е. Сапожников, Д.М.Оленчиков // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2008. С. 24–27.
11. Куликов В.В. Определение длины горизонтальной нефтяной скважины при проектировании ее траектории // Бурение и нефть. 2007. № 12. С.16–17.
12. Сохошко С.К. Односторонний гидроразрыв в горизонтальных скважинах / С.К. Сохошко, И.И. Клещенко, И.В. Лесь// Нефтепромысловое дело. 2013. № 6. С. 34–36.
13. Патент US 6907936 B2, опубл. 10.07.2003.
14. Сабитов Р.М., Багаев А.Н. Проведение поинтервального ГРП с использованием технологии растворимых шаров в качестве потокоотклонителей» // Экспозиция нефть газ. 2017. № 3. С. 34–38.
15. Постнов А.А., Оганов А.С. Точечная стимуляция при многоэтапном разрыве пласта // Нефть, газ и бизнес. 2015. № 6. С. 24–27.
16. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. 2012. № 12. С. 59–61.
17. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. USA: John Wiley Sons, 2006. 856 p.
18. Пат. 199872 Российская Федерация, E21B 43/26. Устройство компоновки для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием / Шамсутдинов Н.М., Битюков В.В., Сергеев С.Ю., Григорьев А.П., Леонтьев Д.С., Овчинников В.П., заявитель и патентообладатель Шамсутдинов Н.М., Битюков В.В., Сергеев С.Ю., Григорьев А.П., заявка № 2019130105; заявл. 25.09.2019. Опубл. 24.09.2020. Бюл. № 27.
19. Пат. 2732891 Российская Федерация, E21B 43/2 (2006.01). Способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием / Шамсутдинов Н.М., Битюков В.В., Сергеев С.Ю., Григорьев А.П., Леонтьев Д.С., Овчинников В.П., заявитель и патентообладатель Шамсутдинов Н.М., Битюков В.В., Сергеев С.Ю., Григорьев А.П., заявка № 2019130082; заявл. 25.09.2019. Опубл. 09.2020 Бюл. № 27.

References

1. Fedorov K.M. Otsenka produktivnosti gorizontal'nykh skvazhin razlichnoy trayektorii v nizkopronitsayemykh anizotropnykh kollektorakh [Evaluation of the productivity of horizontal wells of various trajectories in low-permeability anisotropic reservoirs]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industru], 2011, no. 7, pp. 108–111. (In Russian).
2. Selemenov S.I. Integrirovannyy podkhod k otsenke vozmozhnostey razrabotki slozhnopostroyennykh nizkopronitsayemykh kollektorov [An integrated approach to assessing the development potential of complex low-permeability reservoirs]. Rossiyskaya neftegazovaya konferentsiya i vystavka SPE (SPE 117084). [SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition (SPE 117084)]. (In Russian).
3. Brilliant L.S. Tekhnologiya optimizatsii sistemy razrabotki ob"yekta AV11-2 Samotlorskogo mestorozhdeniya [Optimization technology of the development system of the AV11-2 object of the Samotlor field ]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industru], 2010, no. 10, pp. 82–84. (In Russian).
4. Fedorov K.M. Teoriya i praktika interpretatsii krivykh vosstanovleniya davleniya v gorizontal'nykh skvazhinakh [Theory and practice of interpretation of pressure build-up curves in horizontal wells]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industru], 2010, no. 6, pp. 56–59. (In Russian).
5. Sokhoshko S.K. Produktivnost' skvazhin pri pointerval'nom gidrorazryve neftyanykh plastov [Well productivity during interval hydraulic fracturing of oil reservoirs]. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft' i gaz. 2012 [News of higher educational institutions 2012], no. 4, pp. 70–74. (In Russian).
6. Vakhrusheva I.A. Rezul'taty stroitel'stva i ekspluatatsii gorizontal'nykh skvazhin na mestorozhdeniyakh Zapadnoy Sibiri [The results of construction and operation of horizontal wells in the fields of Western Siberia]. Neftyanoye khozyaystvo. [Oil Industru], 2010, no. 2, pp. 34–37. (In Russian).
7. Ramazanov A.Sh. Opredeleniye rabotayushchikh intervalov gorizontal'nogo stvola skvazhiny termogidrodinamicheskimi metodami [Determination of the working intervals of the horizontal wellbore by thermohydrodynamic methods]. Neftyanoye khozyaystvo. [Oil Industru], 2004, no.2, pp. 88–90. (In Russian).
8. Kharlamov K.N. Analiz tekhnologii stroitel'stva skvazhin, problemy i puti ikh resheniya [Analysis of well construction technology, problems and solutions]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2000, no. 8, pp. 22–25. (In Russian).
9. Podkuyko P.P. Ob effektivnosti razrabotki neftyanykh zalezhey terrigennykh otlozheniy skvazhinami s gorizontal'nym okonchaniyem stvola [On the efficiency of development of oil deposits of terrigenous deposits by wells with a horizontal end of the wellbore]. Neftepromyslovoye delo [Oilfield business], 2008, no. 12, pp. 14–16. (In Russian).
10. Vakatov S.N. Povysheniye effektivnosti razrabotki mestorozhdeniy sistemoy gorizontal'nykh skvazhin i bokovykh gorizontal'nykh stvolov s uchetom opyta ikh primeneniya na Mishkinskom mestorozhdenii Udmurtskoy Respubliki [Improving the efficiency of field development with a system of horizontal wells and horizontal sidetracks, taking into account the experience of their application at the Mishkinskoye field of the Udmurt Republic]. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO «NK «Rosneft'» [Scientific and technical bulletin of NK Rosneft 2008 OJSC], pp. 24–27. (In Russian).
11. Kulikov V.V. Opredeleniye dliny gorizontal'noy neftyanoy skvazhiny pri proyektirovanii yeye trayektorii [Determination of the length of a horizontal oil well when designing its trajectory]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2007, no. 12, pp.16–17. (In Russian).
12. Sokhoshko S.K. Odnostoronniy gidrorazryv v gorizontal'nykh skvazhinakh [One-sided hydraulic fracturing in horizontal wells]. Neftepromyslovoye delo [Oilfield business], 2013, no. 6, pp. 34–36. (In Russian).
13. Patent US 6907936 B2, opubl. 10.07.2003. (In English).
14. Sabitov R.M., Bagayev A.N. Provedeniye pointerval'nogo GRP s ispol'zovaniyem tekhnologii rastvorimykh sharov v kachestve «potokootkloniteley» [Interval hydraulic fracturing using the technology of soluble balls as «flow diverters»]. Ekspozitsiya neft' gaz [Exposition oil gas], 2017, no. 3, pp. 34–38. (In Russian).
15. Postnov A.A., Oganov A.S. Tochechnaya stimulyatsiya pri mnogoetapnom razryve plasta [Point stimulation in multi-stage fracturing]. Neft', gaz i biznes [Oil, Gas and Business], 2015, no. 6, pp. 24–27. (In Russian).
16. Govzich A.N., Bilinchuk A.V., Fayzullin I.G. Opyt provedeniya mnogostadiynykh GRP v gorizontal'nykh skvazhinakh OAO «Gazprom neft'» [Experience of multistage hydraulic fracturing in horizontal wells of «Gazprom Neft» OJSC] Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industru] 2012, no. 12, pp.59–61. (In Russian).
17. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. USA. John Wiley Sons, 2006, p.856. (In English).
18. Shamsutdinov N.M., Bityukov V.V., Sergeyev S.Yu., Grigor'yev A.P., Leont'yev D.S., Ovchinnikov V.P. Ustroystvo komponovki dlya provedeniya selektivnogo gidrorazryva plasta v skvazhinakh s gorizontal'nym okonchaniyem [Arrangement device for selective hydraulic fracturing in wells with horizontal completion]. Pat. 199872 Rossiyskaya Federatsiya, E21B 43/26. zayavka no. 2019130105, zayavl. 25.09.2019. Opubl. 24.09.2020. Byul. no. 27. (In Russian).
19. Shamsutdinov N.M., Bityukov V.V., Sergeyev S.Yu., Grigor'yev A.P., Leont'yev D.S., Ovchinnikov V.P. Sposob provedeniya mnogostadiynogo gidravlicheskogo razryva plasta v skvazhine s gorizontal'nym okonchaniyem [Method for multistage hydraulic fracturing in a well with horizontal completion]. Pat. 2732891 Rossiyskaya Federatsiya, E21B 43/2 (2006.01). Zayavka no. 2019130082, zayavl. 25.09.2019. Opubl. 09.2020. Byul. no. 27. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Леонтьев Д.С.

    Леонтьев Д.С.

    магистрант

    кафедра "Бурение нефтяных и газовых скважин", Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

    Шамсутдинов Н.М.

    Шамсутдинов Н.М.

    магистр

    Овчинников В.П.

    Овчинников В.П.

    д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет

    Рожкова О.В.

    Рожкова О.В.

    аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»

    Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

    Спасибов В.М.

    Спасибов В.М.

    д.т.н., профессор кафедры кибернетических систем

    Тюменский индустриальный университет

    Просмотров статьи: 2252

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru