Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой



Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой

Владельцы патента RU 2566542:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины. До спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте. Затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения. Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины. Спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте. Затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порции линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа и эффективности проведения ГРП. 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности, может быть использовано для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с подстилающим водоносным пластом.

Известен способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010, бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая надежность проведения гидроразрыва пласта, связанная с закачкой проппанта расчетного радиуса, при этом ошибка в расчете может привести к невозможности продавки проппанта в трещину и ее закрепления;

- во-вторых, прорыв трещины при наличии подошвенной воды при проведении гидравлического разрыва через интервалы перфорации продуктивного пласта, что вызовет резкое обводнение скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями (патент RU №2457323, МПК E21B 43/26, опубл. 27.07.2012, бюл. №21), включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с образованием трещины с последующим креплением трещины, при этом в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см3, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта (ПЗП) с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа. Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью получения преждевременного «стопа», так как крепление трещины осуществляют с высокой концентрацией проппанта - кварцевого песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см3, при таких условиях транспортирующая способность жидкости-носителя (пены) резко снижается, что может закупорить трещину в призабойной зоне пласта;

- во-вторых, низкая эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП) вследствие неполного разложения геля в трещине и частичного выноса остатков геля из трещины;

- в-третьих, низкая проводимость трещины вследствие ее крепления кварцевым песком;

- в-четвертых, высокая вероятность прорыва трещины при проведении ГРП с большим расходом через перфорированный интервал по всей высоте пласта через глинистый прослой высотой h менее 4 м в водоносный пропласток, что вызовет резкое обводнение скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности реализации способа, а также повышение эффективности проведения ГРП и повышение проводимости трещины в продуктивном пласте, исключение прорыва трещины при проведении ГРП в пласт с подошвенной водой.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, включающим спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины.

Новым является то, что до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3, причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля, причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На фигуре изображен предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, где 1 - добывающая скважина; 2 - продуктивный пласт высотой Н, м; 3 - глинистый прослой (непроницаемый пропласток); 4 - подошвенная вода (водоносный пропласток); 5 - существующая перфорация продуктивного пласта 2 (до реализации способа); 6 - ориентированная перфорация в верхней половине (1/2Н) продуктивного пласта 2 (в процессе реализации способа); 7 - устройство для отсечения нижней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2; 8 - колонна НКТ; 9 - пакер; 10 - трещина гидравлического разрыва пласта; 11′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 100 кг/м3; 11′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;

11′′′′ - порция линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3; 11′′′′ - порция линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3; 12′, 12′′, 12′′′ - порции сшитого геля с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3.

Добывающая скважина 1 (см. фиг. 1) вскрыла продуктивный пласт 2 высотой Н, например, Н=6 м с глинистым прослоем 3 (непроницаемым пропластком), ниже которого находится подошвенная вода (водоносный пропласток) 4. Продуктивный пласт 2 добывающей скважины 1 через существующую перфорацию 5 эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фиг. 1 и 2 не показан). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимо проведение работ по интенсификации добычи нефти из продуктивного пласта 2 добывающей скважины 1. С этой целью производят ГРП продуктивного пласта 2. Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фиг. 1 и 2 не показано) и реализуют предлагаемый способ следующим образом. До спуска в скважину 1 колонны НКТ 8 с пакером 9 (см. фиг. 1) в скважине 1 геофизическими методами, например методом кроссдипольной акустики определяют ориентацию главного максимального напряжения (σmax) в продуктивном пласте 2.

Затем в верхней половине продуктивного пласта 2 высотой (1/2Н)=(1/2)·6=3 м осуществляют перфорацию 6, ориентированную в направлении главного максимального напряжения σmax. Для этого на технологической колонне труб (на фиг. не показана) спускают перфоратор любой известной конструкции, позволяющий производить ориентированную перфорацию, ориентируют перфоратор в направлении главного максимального напряжения σmax и перфорируют интервал верхней 1/3 высоты (Н) продуктивного пласта 2 с образованием перфорационных отверстий (ориентированной перфорации) 6, например, четырех отверстий диаметром 20 мм. Извлекают из скважины 1 колонну технологических труб с перфоратором.

Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта 2 высотой (1/2 Н) = (1/2)·6 м = 3 м скважины 1 посадкой устройства 7, например, извлекаемой пакер-пробки конструкции института «ТатНИПИнефть» (Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма), которую спускают в скважину 1 на технологической колонне труб (на фиг. не показана), после чего осуществляют посадку извлекаемой пакер-пробки в скважине в интервале половины высоты (1/2Н) продуктивного пласта 2, либо отсыпают кварцевым песком (на фиг. не показан) нижнюю часть ствола скважины до интервала нижней половины высоты (1/2 Н) продуктивного пласта 2. Отсечение нижней половины высоты (1/2Н), равной 3 м, продуктивного пласта 2 скважины 1 необходимо для исключения влияния гидроразрывной жидкости на всю высоту - Н=6 м продуктивного пласта 2 и исключения развития трещины вниз через непроницаемый пропласток 3 в водоносный пропласток 4, высотой h менее 4 м. Спускают колонну НКТ 8 с пакером 9 в скважину 1 так, чтобы нижний конец колонны НКТ 8 находился на уровне кровли 9′ продуктивного пласта 2. Производят посадку пакера 9 в скважине 1.

Определяют общий объем гидроразрывной жидкости по следующей формуле:

где Vr - общий объем гидроразрывной жидкости, в качестве которой применяют линейный гель, м3;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;

Нп - высота интервала ориентированной перфорации продуктивного пласта 2, м.

В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств продуктивного пласта 2, в котором производят гидравлический разрыв пласта.

Верхняя половина высоты (Н) продуктивного пласта 2 равна (1/2)·6=3 м.

Подставляя в формулу Vr=k·Нп, получаем общий объем гидроразрывной жидкости:

Линейный гель, например динамической вязкостью 30 сП, готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 118).

Осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ 8 через ориентированную перфорацию 6 в интервале верхней половины (1/2Н) продуктивного пласта 2 гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины 10 в продуктивном пласте 2.

Использование линейного геля и его закачка в продуктивный пласт 2 в направлении главного максимального напряжения σmax с расходом 0,3 м3/мин минимизируют развитие трещины 10 вниз и исключают прорыв трещины в водоносный пропласток 4 через непроницаемый пропласток 3, когда толщина последнего менее 4 м. Например, в процессе образования трещины 10 по колонне НКТ 8 в продуктивный пласт 2 была закачана гидроразрывная жидкость - линейный гель в объеме, например, 16 м3.

Далее производят крепление трещины 10 в продуктивном пласте 2 в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ 8 через 1/3 толщины (Н) ориентированной перфорации 6 продуктивного пласта 2 равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3. Равные порции сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′.

Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину 10 в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.

Таким образом, после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2 процесс ее крепления осуществляют следующим образом.

Оставшийся объем гидроразрывной жидкости (линейного геля) после образования трещины 10 в продуктивном пласте 2:36 м3-16 м3 = 20 м3 делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 20 м3/4 = 5 м 3.

Кроме того, готовят сшитый гель из условия, что равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ по объему в два раза меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, а количество равных порций сшитого геля 12′; 12′′; 12′′′ на одну порцию меньше равных порций линейного геля 11′; 11′′; 11′′′; 11′′′′, т.е. в объеме: (5 м3·3)/2=7,5 м3.

Объем сшитого геля, равный 15 м3, делят на равные порции для чередующейся закачки в четыре цикла, т.е. 7,5 м3/3=2,5 м3.

Например, применяют сшитый гель на углеводородной основе с динамической вязкостью 150 сП (см. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2006. - С. 153).

Далее по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят в три цикла чередующуюся закачку:

- порцию 11′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш с концентрацией 100 кг/м3;

- порцию 12′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 для увеличения плотности сшитого геля;

- порцию 11′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 200 кг/м3;

- порцию 12′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля;

- порцию 11′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 20/40 меш концентрацией 300 кг/м3;

- порцию 12′′′ сшитого геля в объеме 2,5 м3 с добавлением соли (NaCl) концентрацией 400 кг/м3, для увеличения плотности сшитого геля.

В последнем четвертом цикле по колонне НКТ 8 в трещину 10 продуктивного пласта 2 производят чередующуюся закачку:

- порции 11′′′′ линейного геля в объеме 5 м3 с облегченным проппантом 16/20 меш концентрацией 400 кг/м3;

- 15% водного раствора соляной кислоты, в объеме равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину 10 в процессе крепления трещины 10, т.е. 20 м3+7,5 м3/2=27,5 м3/2=13,75 м3. После чего продавливают 15% водный раствор соляной кислоты в объеме 13,75 м3 в трещину 10 закачкой в колонну НКТ 8 технологической жидкости, например, пресной воды в полуторакратном объеме колонны НКТ 8, например 4,5 м3.

Закачку 15% водного раствора соляной кислоты осуществляют для разрушения в скважине линейного и сшитого гелей до значения вязкости воды и лучшего удаления остатков геля и растворенной соли из трещины 10 в продуктивном пласте после ее закрепления. Облегченный высокопроницаемый проппант фракций 16/20 и 20/40 меш, стойкий к влиянию кислот, изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются «Карбо Керамике (Евразия)» (г. Копейск, Челябинская обл., Россия). Соляная кислота выпускается по ГОСТ 857-95.

В процессе реализации предлагаемого способа плотность закачиваемой смеси линейного геля (динамической вязкостью 30 сП) с облегченным проппантом, в зависимости от указанных концентраций, находится в диапазоне 1033-1115 кг/м3 (низкая плотность), а плотность сшитого геля (динамической вязкостью 150 сП) с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) с концентрацией 400 кг/м3 составляет 1181 кг/м3 (высокая плотность). Поэтому из-за более высокой вязкости и плотности сшитый гель оседает в нижней части трещины 10 продуктивного пласта 2 и образует своеобразную «подушку», которая, с одной стороны, предотвращает развитие трещины 10 вниз в процессе ее крепления, а с другой, снижает фильтрацию линейного геля в нижележащий глинистый прослой 3, что позволяет сохранить транспортирующую способность линейного геля и исключает закупоривание трещины 10 в призабойной зоне продуктивного пласта 2, что позволяет исключить вероятность возникновения преждевременного «стопа» в процессе крепления трещины и таким образом повысить надежность реализации способа. В результате повышается эффективность проведения ГРП, так как исключается смыкание трещины 10 вследствие равномерного заполнения (крепления) трещины 10 облегченным проппантом путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации.

Закачка соляной кислоты после крепления трещины 10 позволяет повысить проводимость трещины, так как соляная кислота, вступая в химическую реакцию с линейным и сшитым гелями, обеспечивает полное их разрушение, а полный вынос остатков продуктов реакции из трещины 10 обеспечивается при последующем освоении скважины 1. Далее производят стравливание давления из скважины 1. Производят распакеровку пакера 9 в скважине 1 и ее извлечение с колонной НКТ 8 из скважины 1. Затем восстанавливают проходимость ствола скважины 1. Для этого производят удаление устройства, т.е. извлекаемой пакер-пробки 7 из скважины, спуском ловителя на кабеле (на фиг. не показано) или вымывание кварцевого песка из скважины спуском технологической колонны труб.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой позволяет:

- повысить надежность реализации способа за счет исключения преждевременного появления «стопа» путем закачки циклической чередующейся порции линейного геля с облегченным проппантом (низкой плотности) и сшитого геля с добавлением соли хлорида натрия (NaCl) концентрацией 400 кг/м3 (высокой плотности);

- повысить эффективность проведения ГРП за счет исключения смыкания трещины вследствие равномерного распределения облегченного проппанта в трещине путем порционной закачки и продавки проппанта в трещину со ступенчатым увеличением ее концентрации;

- повысить проводимость трещины в продуктивном пласте вследствие разложения геля в трещине путем закачки в нее водного раствора соляной кислоты с последующим полным извлечением из трещины разложенного геля;

- исключение прорыва трещины в водоносный пропласток в процессе ГРП за счет ориентированной перфорации в верхней половине продуктивного пласта с последующим проведением ГРП в верхней половине трещины при отсеченной нижней половине продуктивного пласта, поэтому расклинивающий эффект и закрепление трещины происходят по верху трещины, что снижает распространение роста трещины вниз.

Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины, отличающийся тем, что до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3, причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля, причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для многопластового гидроразрыва в стволе скважины. Способ формирует в подземной структуре пропускные каналы в двух или более пластах вокруг ствола скважины.
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.

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.

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.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой. Причем выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы пакер находился на расстоянии 30 м выше кровли пласта. После этого по колонне НКТ в камеру сгорания на электрическом кабеле, совмещенном с оптоволоконным кабелем, спускают источник поджига - электрический запальник до контакта с горелкой, начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом. Причем используют ГОС следующего состава, % мас.: аммиачная селитра - 45,5; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 19,5; бихромат калия - 5; этиленгликоль - 30. По достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на электрический кабель, происходит воспламенение ГОС в горелке камеры сгорания. Контролируют воспламенение и начало сжигания ГОС в камере сгорания. После этого извлекают электрический кабель, совмещенный с оптоволоконным кабелем, из колонны НКТ, производят посадку пакера в скважине, продолжают сжигание ГОС и разогревание высоковязкой нефти в пласте со снижением ее вязкости до величины, достаточной для отбора продукции насосным оборудованием. Технический результат заключается в повышении эффективности разогревания пласта с высоковязкой нефтью и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с размещенной снаружи горелкой, а к верхнему торцу горелки закрепляют термопару с удлинительным проводом. На устье скважины верхний конец удлинительного провода крепят к устройству, измеряющему температуру. После этого в межколонное пространство скважины до отверстий горелки на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник. Затем с устья скважины с помощью насоса начинают постоянную закачку ГОС в колонну НКТ. Причем используют ГОС следующего состава, мас. %: аммиачная селитра - 65,8%; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 28,2%; бихромат калия - 1%; этиленгликоль - 5%. По достижению ГОС отверстий горелки приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на кабель, происходит воспламенение ГОС. Извлекают кабель с электрическим запальником из колонны НКТ, осуществляют контроль за температурой горения в интервале обработки пласта посредством устройства, измеряющего температуру. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта выше допустимой температуры горения подачу ГОС в НКТ снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС в колонну НКТ увеличивают. Технический результат заключается в повышении надежности и качества обработки пласта. 2 ил.

Изобретение относится к области испытаний и отработки зарядов твердого топлива и устройств их содержащих, предназначенных для термогазохимической обработки и газодинамического разрыва нефтегазовых и угольных пластов. Устройство включает вертикально установленный герметичный цилиндрический корпус со съемной верхней крышкой, на которой размещен электровод и штуцер для подачи в устройство сжатого инертного газа (до 12 МПа). На крышке имеются не менее двух предохранительных клапанов для сброса давления, кронштейн для подвеса заряда твердого топлива. Кроме того, в корпусе устройства размещены датчики (не менее двух каждого типа) для замера давления и температуры внутри устройства, а также температуры и вибрации стенок. Причем для сбора информации с датчиков применяется многоканальная система измерений и обработки параметров. Технический результат заключается в повышении информативности испытаний. 2 ил.
Предложенное изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом изобретения является обеспечение создания равномерной сети трещин для повышения эффективности газоотдачи пласта. Предложен способ гидравлической обработки угольного пласта, включающий периодически повторяющиеся подачу жидкости через скважину в пласт с максимально быстрым увеличением давления на устье скважины, гидроимпульсное воздействие жидкости на пласт с поддержанием давления в течение времени, необходимого для формирования заданных размеров и конфигурации трещин пласта, и сброс устьевого давления жидкости с максимально быстрым снижением до атмосферного с последующим истечением жидкости из скважины. При этом дополнительно пробуривают радиальные каналы и создают гидроударное импульсное воздействие в этих каналах, а затем изменяют движение потока жидкости. Причем гидроимпульсные воздействия производят одновременно во всех радиально пробуренных каналах или последовательно в каждом радиальном канале с последующим гидроразрывом пласта.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения операции интенсификации. Способ содержит получение объединенных данных о месте расположения скважины (например, геомеханические, геологические и/или геофизические свойства подземной формации и/или геометрические свойства механических разрывов в формации). Кроме того, способ содержит создание механической модели геологической среды с использованием объединенных данных о месте расположения скважины и определение характера пересечения между вызванным гидроразрывом и, по меньшей мере, одним разделом в формации. Способ также содержит оптимизацию проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения. Проект интенсификации содержит, по меньшей мере, один параметр из числа вязкости текучей среды, скорости закачки текучей среды для гидроразрыва и концентрации снижающей фильтрацию добавки. Оптимизация может дополнительно содержать корректировку проекта интенсификации для достижения оптимизированного характера пересечения между вызванным гидроразрывом и разделом в формации. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации скважин. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 32 ил.

Изобретение относится к области добычи жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин. Способ перфорирования скважины заключается в загрузке реакционноспособного кумулятивного заряда в корпус, при этом реакционноспособный кумулятивный заряд включает реакционноспособную гильзу, включающую компоненты, выбранные из металлов и оксидов металлов; спуске корпуса с зарядом в ствол скважины и размещении его рядом с подземным пластом; подрыве кумулятивного заряда с целью создания первого и второго взрывов, при этом первый взрыв создает перфорационный туннель в примыкающем пласте, и этот перфорационный туннель имеет зону дробления, расположенную вдоль его стенок, а второй взрыв инициируется первым взрывом и создается экзотермической интерметаллической реакцией между реакционноспособными компонентами гильзы кумулятивного заряда, при этом второй взрыв выталкивает обломочный материал из зоны дробления внутри перфорационного туннеля в ствол скважины и вызывает по крайней мере один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, и этот по крайней мере один разрыв включает разрыв пласта, содержащего углеводороды, и соединяется с внутренней частью перфорационного туннеля; и нагнетании флюида, содержащего расклинивающий наполнитель, в перфорационный туннель под давлением, достаточным для того, чтобы нагнетаемый флюид проник по крайней мере в один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, чтобы ввести туда расклинивающий наполнитель и поддерживать открытым по крайней мере один разрыв пласта для увеличения дебита углеводородов. Обеспечивается повышение эффективности нагнетания и интенсификации добычи нефти или газа из подземного пласта. 7 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.

Изобретение относится к оборудованию заканчивания скважин и может быть применено в операциях многостадийного гидроразрыва пласта. Муфта содержит корпус и подвижный элемент с совмещающимися между собой сквозными отверстиями, шар, активирующий подвижный элемент, снабженный щелевыми проточками, седло внутри подвижного элемента для посадки шара и пружину сжатия. Сквозные отверстия в корпусе и подвижном элементе расположены с постоянным шагом по винтовой линии. На подвижном элементе в районе седла выполнены сквозные щелевые проточки. Нижняя часть подвижного элемента снабжена направляющим штифтом, который размещен в треке, сформированном на нижнем концевом участке корпуса и обеспечивающем при перемещении в нем штифта поворот подвижного элемента в радиальном направлении на заданный угол. Технический результат заключается в повышении надежности фиксации подвижного элемента в корпусе устройства. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти. Способ включает первичное ГРП на скважинах, периодическое определение дебита и проведение повторного ГРП после прекращения влияния первичного. При этом используется комплексный анализ динамики изменения Ксп (коэффициент светопоглощения) и объемов добываемой нефти до и после проведения первичного ГРП, проводится отбор проб по выбранным скважинам до и после проведения первичного ГРП, обезвоживание способом центрифугирования, приготовление раствора в толуоле. Затем проводится оптическое исследование с получением данных по зависимости оптической плотности исследуемой нефти от длины волны излучения. Выполняется корреляционный анализ дебита нефти и динамики Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлеченных в разработку новых непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП. Технический результат заключается в повышении точности прогнозирования назначения повторного ГРП. 1 ил.

Изобретение относится к разработке, осуществлению и использованию результатов операций интенсификации, выполняемых на буровой. Техническим результатом является получение более точных данных о параметрах интенсификации для буровой. Способ включает выполнение определения характеристик резервуара при помощи модели определения характеристик резервуара для генерации геомеханической модели на основе объединенных данных о буровой, генерацию плана интенсификации путем выполнения планирования бурения, расчет участков, расчет интенсификации и прогноз добычи на основе геомеханической модели, причем расчет участков содержит методику моделирования для идентификации классификаций на основе, по меньшей мере, одной диаграммы, по меньшей мере, одного параметра резервуара, объединенного с диаграммой напряжения для определения участков интенсификации в скважине на буровой, оптимизацию плана интенсификации путем повторения расчета интенсификации и прогноза добычи в цикле с обратной связью, пока не будет создан оптимизированный план интенсификации и выполнение оптимизированного плана интенсификации. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 14 ил.

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 2015-10-27 2015-10-27T00:38:58
Наверх