Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта



Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта

Владельцы патента RU 2565617:

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

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины, осуществляют гидравлический разрыв пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае гидравлический разрыв осуществляют с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. 4 ил.

 

Изобретение относится к области разработки многопластовой нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU 2374435, МПК E21B 43/16, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременное проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность разработки многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;

- во-вторых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения в пласте и вязкости продукции пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2513791, МПК E21B 43/16, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм, причем для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта;

- во-вторых, низкий дебит продукции из пластов, вскрытых одной вертикальной добывающей скважины, пробуренной перпендикулярно пластам, имеющим небольшие участки вскрытия, равные высотам пластов, и низкая вытесняющая эффективность нагнетательных скважин;

- в-третьих, несовершенство вскрытия пластов вертикальной скважиной в многопластовой залежи, поэтому даже после проведения гидравлического разрыва пластов большая часть запасов продукции в пластах остается невыработанной ввиду отдаленности от ствола скважины;

- в-четвертых, низкая информативность при проведении комплекса геофизических исследований в отдельно взятом пласте в уже вскрытой многопластовой нефтяной залежи.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи за счет определения направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта, а также повышение дебита продукции добывающих скважин и вытесняющей эффективности нагнетательных скважин за счет разбуривания пластов боковыми стволами и совершенствование вскрытия пластов путем проведения гидравлического разрыва из бокового ствола за счет увеличения охвата пласта выработкой, повышение количества информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах путем поэтапного вскрытия пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием с проведением тест-закачки.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.

Новым является то, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.

На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично изображен процесс реализации способа.

На многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин.

Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола 1 (см. фиг. 1), в процессе которого производят поэтапное вскрытие сверху вниз пилотным стволом 1 многопластовой нефтяной залежи, состоящей, например, из четырех пластов: 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′. На каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости (μ) и направление минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ по азимуту. Проведением тест-закачки (мини-фрака) определяют величину минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′.

На первом этапе пилотным стволом 1 вскрывают пласт 2′ и геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости, например, μ=25 мПа·с, а направление минимального напряжения (σmin) параллельно пласту 2′, проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, например, σmin=22,0 МПа.

Аналогичным образом, поэтапно пилотным стволом производят вскрытие оставшихся пластов 2″; 2′′′; 2′′′′ и геофизическими методами определяют вязкость (μ) и направление минимального напряжения (σmin) пластов 2″; 2′′′; 2′′′′, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения (σmin).

Поэтапное вскрытие пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием и проведением тест-закачки позволяет повысить количество информации о пластах перед бурением в них боковых стволов и проведением в них гидравлического разрыва пласта.

После бурения пилотного ствола 1 в скважине в зависимости от вязкости и направления, напряжения из пилотного ствола 1 в каждом продуктивном пласте 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ в различных направлениях бурят по одному боковому стволу 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) до 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′′ (μ=8 мПа·с) и продуктивный пласт 2″ (μ=17 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′′ и 3′′ в пластах 2′′′′ и 2″, соответственно, производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′′ (σmin=20,0 мПа) и 2″ (σmin=18,0 мПа), соответственно.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′′ и 2″ из бокового ствола 3′′′′ и 3′′ продольных трещин 4′′′′ и 4″, соответственно.

Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) свыше 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′ (μ=40 мПа·с) и продуктивный пласт 2′ (μ=25 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′ и 3′ в пластах 2′′′ и 2′, соответственно, производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′ (σmin=24,0 МПа) и 2′ (σmin=22,0 МПа), соответственно.

Определение направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′ и 2′ из боковых стволов 3′′′ и 3′ продольных трещин 4′′′ и 4′, соответственно.

Перед забуриванием каждого бокового ствола 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′ в пилотном стволе 1 скважины ниже соответствующего пласта 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ устанавливают разбуриваемые пакеры 5′; 5″; 5′′′; 5′′′′ (см. фиг. 1 и 2).

Разбуривание пластов боковыми стволами позволяет повысить дебит продукции добывающих скважин, а также повысить вытесняющую эффективность нагнетательных скважин при дальнейшей разработке многопластовой нефтяной залежи.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′′′′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=20,0 МПа), например, под давлением 22,0 МПа с образованием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4′′′ в боковом стволе 3′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=24,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 4′′′ в боковом стволе 3′′′. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′ (см. фиг. 2) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3″ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2″ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4″ в боковом стволе 3″, как описано выше, в боковой ствол 3″ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=18,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 6″ в боковом стволе 3″. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5″ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5″ (на фиг. 1, 2, 3,4 не показано) в пилотном стволе 1.

Так перед забуриванием бокового ствола 3′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′.

При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′, как описано выше, в боковой ствол 3′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=22,0 МПа), например, 24 МПа с образованием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5′ (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) в пилотном стволе 1 (см. фиг. 3 и 4).

Проведение гидравлического разрыва пласта из бокового ствола позволяет усовершенствовать вскрытие пластов за счет увеличения охвата зоны отбора из добывающих скважин и зоны закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, что позволяет полностью выработать запасы нефти из многопластовой залежи нефти.

Аналогичным образом на многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин, после чего оснащают добывающие и нагнетательные скважины эксплуатационным оборудованием, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовых флюидов (продукции) через добывающие скважины.

Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, повысить дебит продукции добывающих скважин и вытесняющую эффективность нагнетательных скважин, усовершенствовать вскрытие пластов, повысить количество информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва, отличающийся тем, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты.

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.

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.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.

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.

Группа изобретений относится к операциям нагнетания жидкостей с поверхности скважины в ее ствол при высоких давлениях, таким как, например, гидравлический разрыв пласта, включающий разделение жидкости на чистый поток, содержащий минимальное количество твердых материалов, и грязный поток, содержащий твердый материал в жидком носителе.
Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтегазоотдачи скважин. Технический результат - увеличение зоны трещиноватого коллектора и его проницаемости.
Изобретение относится к разработке залежей высоковязких нефтей и битумов и может быть применено для увеличения проницаемости призабойной зоны путем теплового воздействия и импульсной обработки давлением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений, имеющих продуктивные пласты со сверхнизкими коллекторскими фильтрационно-емкостными свойствами.

Группа изобретений относится к эксплуатации скважин на нескольких горизонтах. Технический результат - снижение затрат на разработку запасов в нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН), блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), забойный и опорный пакеры с якорными устройствами и стыковочный узел, соединяющий БРПУ с опорным пакером.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовых скважин. Способ включает проведение промывки и шаблонирования скважины, спускоподъемных операций с поблочным монтажом внутрискважинного оборудования и добычу скважинного флюида.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для выборочного регулирования потоков в многостволовой скважине. Создана система трубных колонн для выборочного регулирования раздельно проходящих потоков текучей смеси с изменяющимися скоростями для операций строительства скважин, нагнетания или добычи текучих смесей жидкостей, газов и/или твердых частиц, которые могут нагнетаться в или отбираться из одной или нескольких близких зон подземного прохода, подземной каверны, углеводородного или геотермального коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для эксплуатации скважин с двумя пластами. Способ включает монтаж в скважине насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб, электроприводного центробежного и возвратно-поступательного насосов, кабеля, питающего электропривод центробежного насоса от наземной станции управления, пакера с кабельным вводом, разобщающего пласты в определенном интервале скважины, и системы погружной телеметрии, связанной кабелем со станцией управления.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для управления скважиной. Способ включает отдельный спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой для двух продуктивных пластов, состоящей из пакеров, межпакерной трубы, перфорированного патрубка и полированной втулки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга. При этом добыча продукции из нижнего продуктивного пласта производится трубным насосом с отверстием в середине цилиндра и плунжером, длина которого меньше длины половины цилиндра. Технический результат заключается в повышении надежности работы установки. 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-10-20 2015-10-19T22:39:39
Наверх