Способ интенсификации работы скважины



Владельцы патента RU 2551589:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением стандартного рабочего расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин. При продавке проппантно-гелевой смеси проводят пошаговое снижение расхода жидкости с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2,0 м3/мин. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации работы скважины за счет создания более широкой и проводящей трещины в призабойной части пласта. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором.

Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервала перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40,16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 МПа и более делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервала перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 ч, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 ч, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4 ч, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (Патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).

Недостатком известных способов является то, что способы успешно и эффективно применимы при разрыве слабопроницаемых и среднепроницаемых пластов, в то время как в высокопроницаемых пластах по результату гидравлического разрыва не обеспечивается достаточная проводимость трещины. Это может являться сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, вследствие чего эффективность гидроразрыва становится невысокой.

В изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей высокопроницаемый пласт.

Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, согласно изобретению в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с рабочим расходом жидкости от 2,2 м3/мин до 4 м3/мин, в конечной стадии процесса при продавке песчано-жидкостной смеси производят пошаговое снижение темпа нагнетания продавочной жидкости с шагом снижения от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин до величины не менее 2 м3/мин, с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3.

Сущность изобретения

Согласно предложенному способу кандидатами на проведение гидроразрыва пласта являются высокопроницаемые коллекторы, представленные песчаниками, заглинизированными песчаниками и алевролитами. Эффективная мощность таких пластов составляет не менее 2 м, абсолютная проницаемость составляет не менее 100 мД. При проведении стандартного гидроразрыва в данных коллекторах приращение трещины разрыва происходит все время, в результате образуется длинный и узкий канал невысокой проводимости. Контраст в проницаемости между пластом и расклиненной трещиной является определяющим фактором. В слабо- и среднепроницаемых коллекторах развитие трещины в длину без создания высокой конечной концентрации проппантной пачки может увеличить производительность скважины. Однако в высокопроницаемых пластах недостаточная конечная концентрация проппанта и проводимость трещины является сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, тем самым вырабатывается не весь потенциал высокопроницаемого пласта. В изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей высокопроницаемый пласт. Задача решается следующим образом.

Обычно гидроразрыв выполняют с поддержанием рабочего расхода жидкости в постоянном режиме. В некоторых случаях, например, при критическом росте устьевых давлений и избежания технологического «СТОПа» уменьшают расход жидкости и концентрацию проппанта в смеси.

Для более эффективного проведения гидроразрыва пластов с проницаемостью более 100 мД предлагается применять стандартный режим расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4 м3/мин, а в конечной стадии при продавке песчано-жидкостной смеси ступенчато уменьшать расход жидкости с шагом от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2 м3/мин. Проведение гидроразрыва со снижением расхода жидкости позволяет увеличить закрепленную ширину и концентрацию проппанта в призабойной части пласта за счет ограничения передвижения смеси в глубину трещины. Также уменьшается высота развития трещины, исключается неэффективное распределение проппанта в глинистых перемычках, тем самым увеличивается количество расклинивающего агента в продуктивном пласте.

Предлагаемый способ позволяет увеличить ширину и проводимость закрепленной трещины в призабойной части пласта. Созданная и закрепленная трещина предлагаемым способом позволяет существенно увеличить продуктивность высокопроницаемых пластов, создать высокопроводящие каналы, закрепленные по всей толщине пласта для максимального использования потенциала скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.

Объекты интенсификации: пласт До в интервале 1739-1742,4 м, расстояние до водонасыщенного пласта более 20 м.

Литология объектов: песчаник (абсолютная проницаемость 227 мД, пористость 18,3%, глинистость 5,5%).

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.

Спускают насосно-компрессорных трубы, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1745 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1720 м и производят посадку пакера.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-290 м3/сут, начальное давление Рнач=9 МПа, конечное давление Ркон=9 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,1 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 26 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления - на 1,5 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны.

Проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью 20/40 меш в объеме 1 т и основную фракцию размерностью 16/20 меш в объеме 7 т проппанта с конечной концентрацией проппанта 850 кг/м3. Общий объем проппанта составляет 9 т. Рабочий расход жидкости при прокачке песчано-жидкостной смеси составляет 2,9 м3/мин при давлении на устье скважины 19 МПа, при продавке песчано-жидкостной смеси пошагово снижают расход (2,9 м3/мин, 2,6 м3/мин, 2,3 м3/мин, 2,0 м3/мин).

Объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12 ч. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Применяют рабочий расход жидкости 4 м3/мин. В процессе продавки снижают расход жидкости пошагово с 4,0 м3/мин до 2,5 м3/мин (4 м3/мин, 3,5 м3/мин, 3,0 м3/мин, 2,5 м3/мин). Конечная концентрация проппанта составляет 800 кг/м3.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Применяют рабочий расход жидкости 2,2 м3/мин. В процессе продавки снижают расход жидкости пошагово с 2,2 м3/мин до 2,0 м3/мин (2,2 м3/мин, 2,1 м3/мин, 2,0 м3/мин). Конечная концентрацией проппанта составляет 900 кг/м3.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 70,3 м; закрепленная - 69,9 м; высота трещины созданная - 7,5 м; закрепленная - 4,8 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,25 мм, максимальная ширина трещину у интервалов перфорации 15,3 мм; проводимость трещины 645 мД/м. Масса закачанного проппанта 9000 кг (20/40 - 2000 кг, 16/20 - 7000 кг).

Скважина введена в эксплуатацию через 16 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 6 раз без роста обводненности продукции.

Сравнительный анализ предложенного способа и прототипа представлен в таблице 1.

Из приведенных значений в таблице №1 следует, что скважины обладают сопоставимыми фильтрационно-емкостными свойствами пластов. Однако отличительными особенностями предлагаемого способа является применение ступенчатого снижения расхода жидкости при продавке проппантно-жидкостной смеси. Процесс гидроразрыва проводился с ограничением развития трещины в длину и высоту в конечной стадии с целью преобладающего развития в ширину в призабойной части с конечной концентрацией проппанта 850 кг/м3. Процесс проводился с рабочим расходом жидкости 2,9 м3/мин со ступенчатым снижением расхода при продавке до 2 м3/мин (2,9 м3/мин; 2,6 м3/мин; 2,3 м3/мин; 2,0 м3/мин). Полученная таким образом трещина имеет меньшую длину в отличии от стандартного гидроразрыва, однако обладает большей шириной в призабойной части, закреплена в высоту по всей эффективной толщине пласта, имеет большую проводимость для максимальной производительности скважины. Таким образом, предлагаемый способ позволяет эффективно проводить гидроразрыв в скважинах с высокопроницаемыми коллекторами.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины, вскрывшей высокопроницаемый пласт.

Способ интенсификации работы скважины, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением рабочего расхода жидкости в диапазоне от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин, с пошаговым снижением расхода жидкости при продавке проппантно-гелевой смеси, с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин до величины не менее 2,0 м3/мин, с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск в вертикальную часть скважины обсадной колонны и ее цементирование, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины закачкой по колонне труб жидкости разрыва, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт. Способ включает бурение кустовым способом верхней, средней и нижней скважин с вертикальными участками и горизонтальными стволами, расположенными параллельно друг другу, установку в скважины электродов и погружного электроцентробежного насоса, прогревание пласта электрическим током посредством установленных в скважине электродов, отбор разогретых высоковязкой нефти и битума погружным электроцентробежным насосом. Горизонтальные стволы скважин бурят в направлении максимального напряжения σmax горных пород, слагающих пласт. По всей длине горизонтального ствола верхней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Бурят вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола верхней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с горизонтальным стволом верхней скважины спускают электроды, в качестве которых применяют колонны насосных штанг. На устье скважин электроды обвязывают с электрической подстанцией, затем в вертикальный участок средней скважины спускают на колонне труб погружной центробежный насос. Осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол верхней скважины, а добычу разогретых высоковязкой нефти и битума осуществляют из горизонтального ствола средней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. По окончании выработки высоковязкой нефти и битума из пласта на участке между горизонтальными стволами верхней и средней скважин отсоединяют электроды от электрической подстанции и извлекают электроды из вертикальных скважин, а из вертикального участка ствола средней скважины извлекают колонну труб с погружным электроцентробежным насосом. Затем в горизонтальном участке средней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Добуривают вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола средней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта, в вертикальные скважины в интервал их пересечения с горизонтальным стволом средней скважины спускают электроды и на устьях скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией. Спускают погружной центробежный насос в вертикальный участок ствола нижней скважины, осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол средней скважины, а добычу разогретой нефти осуществляют из горизонтального ствола нижней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума, увеличении охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом, повышении дебита разогретой нефти и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. На устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером. Спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта. Герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести. Начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой. Причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш. Затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя - гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля. Далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил., 1 табл.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента. Способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки включает этапы введения в подземный пласт состава для обработки, содержащего предшественник полиэлектролита, и образования полиэлектролита из предшественника полиэлектролита в результате протонирования функциональных химических групп предшественника полиэлектролита, или в результате превращения функциональных химических групп предшественника полиэлектролита в соли, или в результате реакции амидной функциональной группы предшественника полиэлектролита с одним или более реагентом в составе для обработки. Способ обработки подземных пластов включает указанный выше способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки. 2 н. и 20 з. п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа. В способе добычи высоковязкой нефти и битума бурят многоствольную скважину, состоящую из основного ствола и пробуренных из основного ствола, расположенных попарно один под другим на расстоянии 15 м в горизонтальном направлении в пределах пласта параллельных верхних и нижних боковых стволов. Затем в верхних боковых стволах многоствольной скважины поочередно выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием трещин гидравлического разрыва пласта по всей длине верхних боковых стволов с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Затем в начальном и конечном участках каждого верхнего бокового ствола попарно бурят вертикальные скважины с пересечением трещин гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с трещинами гидравлического разрыва пласта верхних боковых стволов спускают электроды. На устье многоствольной скважины обвязывают электроды с электрической подстанцией. В основной ствол многоствольной скважины на колонне труб спускают погружной электроцентробежный насос. Запускают в работу электрическую подстанцию и осуществляют прогревание залежи через верхние боковые стволы. Запускают в работу погружной электроцентробежный насос и производят отбор разогретой высоковязкой нефти и битума из нижних боковых стволов погружным электроцентробежным насосом по колонне труб на поверхность. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. На устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта. Далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части. Первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель. По колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте. Затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом. Причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций. Закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1. Причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракций в жидкости-носителе. Выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом. Производят освоение пласта через струйный насос. По окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву пласта. Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об. %: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об. %: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м3, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89, ЭТС-40 - 10, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/м3, с последующей продавкой в пласт дизельным топливом. Технический результат - обеспечивается управление фазовой проницаемостью в самой трещине при наличии активных подошвенных и/или кровельных вод. 4 ил., 3 пр.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония. Жидкость для ГРП, содержащая суспензию жидкости-носителя и проппанта, указанного выше. Способ стимулирования добычи сырой нефти из подземного пласта, включающий введение указанной выше жидкости в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа из подземных пластов. Способ действия, по меньшей мере, одного сосуда высокого давления для закачки суспензии твердых частиц в линию высокого давления содержит первый рабочий цикл, содержащий изоляцию, по меньшей мере, одного сосуда высокого давления от линии высокого давления и ввод измельченных твердых частиц в сосуд высокого давления через впускное отверстие для измельченных твердых частиц. Кроме того, способ содержит второй рабочий цикл, содержащий создание потока высокого давления в сосуд высокого давления, создание потока суспензии высокого давления из сосуда высокого давления в линию высокого давления и уравнивание давления сосуда высокого давления и линии высокого давления увеличением давления в сосуде высокого давления перед подачей потока чистой текучей среды высокого давления в сосуд высокого давления. Причем по меньшей мере один сосуд высокого давления содержит однокамерную емкость, выполненную с возможностью создания гетерогенного потока суспензии. Техническим результатом является повышение эффективности закачки потока суспензии в пласт. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 16 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-05-27 2015-05-27T03:16:12
Наверх