Способ гидроразрыва подземного пласта



Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта
Способ гидроразрыва подземного пласта

Владельцы патента RU 2608380:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта. Вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1. После этого закачивают третью гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, причем отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьей жидкостей составляет от 0,8 до 1,2. Осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, вслед за которым осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности подземного гидроразрыва пласта. 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к технологиям гидроразрыва подземного нефтегазоносного пласта, более кокретно к способам размещения проппанта в трещине.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является основным технологическим процессом увеличения производительности продуктивного пласта за счет образования новых трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого на начальном этапе в ствол скважины, пересекающей подземный пласт, закачивают гидроразрывную жидкость под высоким давлением. Под воздействием повышенного давления происходит разрушение и растрескивание пласта и породы. На следующем этапе в трещину закачивают жидкость, содержащую расклинивающий наполнитель (проппант), представляющий собой твердые частицы, для предотвращения смыкания трещины после снятия давления на пласт и, тем самым, для обеспечения улучшенной добычи извлекаемой текучей среды, то есть нефти, газа или воды.

Гидроразрывные жидкости обычно представляют собой водные растворы, которые содержат загуститель, в качестве которого могут быть использованы, например, растворимые полисахариды, обеспечивающие создание достаточной вязкости жидкости для транспортировки проппанта с трещину. Примерами загустителей являются такие полимеры, как гуар и его производные.

Известен целый ряд патентных документов, относящихся к технологиям закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с целью улучшения проводимости образованных трещин.

Так, в заявке США №20050274523 описывается технология закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с целью создания высокопроводящих каналов и предотвращения вымывания частиц проппанта в скважину в процессе закрытия трещины и добычи углеводоров. Жидкости могут содержать различные добавки (полимеры, частицы проппанта разного диаметра). Указан диапазон вязкостей жидкостей, приводящий к оптимальным условиям для создания высокопроводящих каналов.

В заявке США №20120305247 приводится описание способа закачки жидкостей в трещину гидроразрыва с использованием суспензии с высокой объемной долей частиц. Должны присутствовать частицы как минимум двух типов, различающиеся по размерам. Закачка указанной суспензии перемежается с закачкой вязкой жидкости без частиц, создающей свободные от частиц каналы. Приводятся различные варианты состава суспензии с добавлением загустителей, растворенного газа, разлагающихся материалов и волокон («файберов»).

В заявке США №2015083420 предложена технология гидроразрыва пласта, содержащего углеводороды, основанная на закачке жидкости в трещину гидроразрыва стадиями. На некоторых стадиях в жидкость может быть добавлен проппант. Результатом является создание вертикальных областей, занятых одной из жидкостей, и высокопроводящих каналов между ними. Приводятся возможные варианты состава и реологии жидкостей (может быть вязкоэластичной, может содержать кросслинкованный полимер, смесь разных частиц проппанта и т.д.).

Недостатком указанных изобретений является то, что высокопроводящие каналы, создаваемые в процессе закачки в трещину гидроразрыва, не стабилизированы и могут сомкнуться в процессе закрытия трещины из-за гравитационного осаждения частиц, гравитационного сползания областей суспензии, содержащей частицы и течения суспензии, вызванного оттоком через перфорации.

Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение возможности создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости путем снижения гравитационного осаждения проппанта и предотвращения гравитационного сползания суспензии и закрытия открытых каналов между областями, занятыми проппантом на стадиях нагнетания и закрытия. Создание каналов высокой проводимости в свою очередь обеспечивает повышение извлечения углеводородов и других пластовых флюидов.

Указанный технический результат достигается следующим образом.

Осуществляют закачивание в ствол скважины первой гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта. Затем осуществляют закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию частиц проппанта, при этом вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1. После этого закачивают в ствол скважины третью гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, причем отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьй жидкостей составляет от 0,8 до 1,2. Осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, вслед за которым осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости.

В соотвествии с одним из вариантов осуществления изобретения первая и третья гидроразрывные жидкости могут представлять собой одну и ту же жидкость.

В соответствии с вариантами осуществления изобретения наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости может обеспечиваться за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии, за счет использования в качестве жидкости перекрестносшитого геля или за счет добавления в жидкость специальных волокон.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения последовательное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, третьей гидроразрывной жидкости и повторное закачивание второй и третьей гидроразрывных жидкостей циклично повторяют.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения после повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости осуществляют дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 10 Па при отсутствии затвердевания суспензии, на фиг. 2 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 10 Па при затвердевании суспензии, на фиг. 3 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 40 Па при отсутствии затвердевания суспензии, на фиг. 4 показано распределение жидкостей в трещине ГРП по окончании стадии повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости с пределом текучести 60 Па при отсутствии затвердевания суспензии.

Предлагаемый способ основан на свойствах текучести и затвердевания насыщенной частицами гидроразрывной жидкости. Метод обеспечивает систему подачи жидкостей и порядок их нагнетания для создания областей проппанта, разделенных каналами высокой проводимости в расклиненной трещине ГРП вследствие вытеснения супензии жидкостью, чему способствует затвердевание суспензии.

Предлагаемая система подачи по меньшей мере двух гидроразрывных жидкостей и порядок их нагнетания в трещину нацелены на создание отдельных областей вдоль трещины, занятых проппантом, вследствие развития неустойчивости на границе раздела между гидроразрывными жидкостями. Описываемая система подачи жидкостей и порядок их нагнетания обеспечивают создание в суспензии, содержащей частицы проппанта, каналов высокой проводимости, которые после смыкания трещины будут служить высокопроводящими каналами для течения углеводородов (или иных пластовых флюидов) из пласта в ствол скважины, повышая, таким образом, расход и извлечение таких флюидов.

Технология размещения жидкостей включает по меньшей мере пять стадий и минимум две разные гидроразрывные жидкости.

На первой стадии в ствол скважины закачивают первую чистую вязкую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта - вязкую "подушку" для раскрытия трещины и создания высокопроводящих каналов в суспензии, содержащей частицы. Не содержащая проппанта "подушка", нагнетаемая на этой стадии, создает трещину ГРП в подземном пласте и формирует каналы тока для других флюидов после закрытия трещины. Примером жидкости, используемой на этой стадии, может служить вода либо водный раствор полимера (например, «перекресносшитый гель» семейства YF или линейный гель семейства WF).

На второй стадии осуществляют закачку второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию, содержащую частицы проппанта. Для снижения гравитационного оплывания суспензии отношение вязкости "подушки", т.е первой гидроразрывной жидкости, к вязкости второй гидроразрывной жидкости должно быть выше 0,1, в диапазоне от 0,1 до 0,9. Под вязкостью в данном описании подразумевается динамическая вязкость для ньютоновских жидкостей или кажущаяся вязкость, рассчитываемая на основе средней скорости сдвига, которая, в свою очередь, является отношением средней скорости нагнетания к половине толщины трещины ГРП.

К реологическим свойствам и составу второй гидроразрывной жидкости, нагнетаемой на второй стадии, предъявляются следующие требования: она должна обладать пределом текучести, что означает, что при низких сдвиговых напряжениях жидкость ведет себя как твердое тело и должна обладать способностью к затвердеванию, то есть к увеличению предела текучести с течением времени.

Примером жидкости с пределом текучести может служить водный раствор полимера, имеющий сильные межмолекулярные связи (так называемый «перекрестносшитый гель» YF 100-150).

Предел текучести второй гидроразрывной жидкости может обеспечиваться также за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии (объемная доля частиц в диапазоне 0.4-0.55) или за счет добавления в жидкость специальных волокон (файберов) (например, файберы LT1 длиной от 0.5 до 2 см, диаметром от 0.01 мм до 0.02 мм и плотностью от 1.4 до 2.7 г/см3). Затвердевание второй жидкости в условиях гидроразрыва пласта может достигаться при помощи использования специальных химических веществ и частиц проппанта (например, «перекрестносшитый гель» YF 100-150, в котором количество межмолекулярных связей растет со временем, таким образом увеличивая предел текучести жидкости в целом). Обладающая вышеописанными реологическими свойствами и составом суспензия обеспечивает транспорт частиц проппанта вглубь трещины, предотвращает гравитационное оплывание областей, занятых проппантом, и осаждение проппанта.

На следующей, третьей, стадии способа в ствол скважины закачивают третью гидроразрывную жидкость. Это должна быть вязкая жидкость, в качестве которой может использоваться та же самая жидкость, что и для "подушки" на первой стадии. Вязкая жидкость, нагнетаемая на этой стадии, должна иметь вязкость меньше, чем вязкость суспензии, закачиваемой на второй стадии: отношение ее вязкости к вязкости второй гидроразрывной должно быть выше 0,1. Нагнетание вышеописанной жидкости на третьй стадии вызывает развитие неустойчивости Сэффмана-Тейлора на границе раздела со второй жидкостью и образование вв второй жидкости открытых каналов.

Четвертая и пятая стадии необходимы для обеспечения равномерного размещения областей проппанта, разделенных высокопроводящими каналами чистой жидкости, вдоль трещины, чему способствует затвердевание суспензии.

Четвертая стадия предусматривает повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости с частицами проппанта. Закачка суспензии с частицами проппанта в одну стадию обычно вызывает снижение расклиненной длины или открытой зоны вблизи скважины, что существенно снижает общую проводимость трещины.

На пятой стадии осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости, то есть той же самой вязкой жидкости, что на третьей стадии.

Продолжительность стадий может быть, например, следующей. При закачке с расходом 7 баррелей в минуту первая стадия может длиться от получаса до часа, вторая стадия - 7.5 минут, третья - 4.5 минуты, четвертая - 7.5 мин, пятая - 15,5 мин.

В некоторых случаях пятая стадия может быть самой продолжительной по времени по сравнению с остальными стадиями для создания в суспензии с частицами проппанта каналов по всей длине трещины ГРП.

Плотность первой и третьй жидкостей, нагнетаемых на первой, третьей и пятой стадиях, должна быть приблизительно одинаковой для снижения гравитационного сползания (отношение плотностей должно быть в интервале от 0,8 до 1,2) (этот диапазон плотностей покрывает осуществимые в реальности сочетания жидкостей).

Описанные выше стадии со второй по пятую можно повторять циклами.

После повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости на пятой стадии может быть осуществлено дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей (с целью более равномерного распределения суспензии в трещине).

Далее приведены примеры, в которых на основе численного моделирования, выполненного с помощью программного кода, продемонстрировано, насколько разные результаты дают описанные выше системы подачи жидкостей и порядок нагнетания в полевых условиях.

Мы рассматриваем открытую трещину ГРП с размерами 70×70×0.006 м (высота × длина × толщина), при этом объемный расход на всех стадиях закачки принят равным 0.02 м3/с. В закачке участвуют чистая жидкость со степенной реологией и вязкопластическая суспензия (имеющая предел текучести). Плотность и параметры реологии жидкостей, рассмотренных в Примерах 1-4, приведены в таблице 1:

В приведенных ниже примерах продолжительность стадий нагнетания, предел текучести суспензии и его зависимость от времени (затвердевание) варьируются.

Пример 1

В данном примере рассмотрен порядок закачки, при котором предел текучести суспензии принят равным 10 Па, затвердевание суспензии не происходит (предел текучести суспензии постоянен). В таблице показан график закачки в пласт, а на фиг. 1 показано распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2, по окончании пятой стадии согласно моделированию с использованием программного кода. Черный цвет на фиг. 1 соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.

Жидкости нагнетают с левой вертикальной границы зоны потока. Первоначально трещина заполняется чистой жидкостью. По мере входа жидкости-песконосителя (суспензии с частицами пропанта) в зону потока она подвергается сильному воздействию гравитационного сползания. На границе раздела с жидкостью-песконосителем образуются языки чистой жидкости, и большая часть таких языков не проникает в песконоситель. Неустойчивость на границе раздела ослабляется гравитационным сползанием. Кроме того, песконоситель продавливается глубоко в трещину, оставляя большую нерасклиненную зону около устья, в связи с чем размещение можно считать неудачным.

Пример 2

В данном примере продемонстрировано влияние затвердевания суспензии на размещение жидкости при тех же самых условиях нагнетания, что и в рассмотренном Примере 1. Используется тот же порядок нагнетания, но теперь предел текучести суспензии с течением времени повышается пропорционально , где t - временной интервал с начала нагнетания. Исходный предел текучести суспензии принят равным 10 Па, как и в Примере 1. Распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2, показано на Фиг. 2. Суспензия затвердевает, начальное значение предела текучести 10 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости. По сравнению с распределением, полученным в Примере 1, суспензия распределяется в трещине равномерно, также имеются каналы чистой жидкости, пронизывающие суспензию и создающие каналы высокой проводимости в большей части трещины. Затвердевание суспензии снизило ее гравитационное сползание и способствовало равномерному размещению проппанта по трещине.

Пример 3

В данном примере показано влияние предела текучести на размещение жидкостей в отсутствие затвердевания суспензии. Предел текучести суспензии принят равным 40 Па, что близко к среднему по времени нагнетания значению предела текучести затвердевающей суспензии, рассмотренной в Примере 2. Порядок нагнетания аналогичен рассмотренному в Примерах 1, 2. На фиг. 3 показано распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2. Предел текучести суспензии фиксирован и равен 40 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.

Анализ распределения жидкостей по окончании нагнетания в соответствующей последовательности, как показано на Фиг. 3, свидетельствует о том, что повышение предела текучести суспензии в отсутствие затвердевания не обеспечивает желаемое равномерное распределение проппанта по трещине. В суспензии имеется большее число каналов по сравнению с распределением, полученным в Примере 1, однако при этом имеется чистая зона вблизи устья, ширина которой существенно больше, чем в Примере 2, где рассматривалось затвердевание суспензии. Также имеется слой чистой жидкости наверху трещины, образовавшийся вследствие гравитационного сползания жидкости-песконосителя. Оба указанных фактора существенно снизят проводимость трещины после ее закрытия по сравнению с закачкой, приведенной в Примере 2.

Пример 4

Последний пример - еще одна иллюстрация влияния предела текучести суспензии на размещение проппанта в трещине гидроразрыва. Рассматриваются аналогичные условия потока, как в Примерах 1 и 3, но теперь предел текучести суспензии принят равным 60 Па, что близко к самому высокому значению предела текучести затвердевающей суспензии, достигнутому в Примере 2. На фиг. 4 приведено распределение жидкостей в трещине гидроразрыва после закачки по расписанию, представленному в таблице 2. Предела текучести суспензии фиксирован и равен 60 Па. Черный цвет соответствует суспензии, белый - чистой жидкости.

Как показано на Фиг. 4, дальнейшее повышение предела текучести по сравнению с закачкой в Примере 3 привело к уменьшению расклиненной длины трещины: суспензия стала нетекучей как только образовались каналы чистой жидкости, а ее движение по трещине существенно замедлилось по сравнению с другими рассмотренными примерами. Другим недостатком использования суспензии с излишне высоким пределом текучести является то, что каналы чистой жидкости стремятся объединиться, в связи с чем общее число высокопроводящих каналов существенно меньше по сравнению с закачкой, рассмотренной в Примерах 2, 3. Снижение расклиненной длины и количества каналов приведет к снижению проводимости трещины по сравнению с системой подачи жидкостей, рассмотренной в Примере 2.

Описанные выше система подачи жидкостей и порядок их нагнетания обеспечивают создание каналов вязкой жидкости в суспензии, содержащей частицы проппанта, а свойства текучести и затвердевания суспензии снижают гравитационное осаждение проппанта и агломерацию областей, занятых проппантом на стадиях нагнетания и закрытия ГРП. Свойства текучести и затвердевания суспензии являются важными и необходимы для равномерного размещения суспензии по длине трещины, а также для предотвращения гравитационного сползания суспензии и закрытия открытых каналов между областями, занятыми проппантом. Последнее особенно важно на последних стадиях ГРП, когда нагнетание прекращается и трещина смыкается.

1. Способ гидроразрыва подземного пласта, в соответствии с которым:

- осуществляют закачивание в ствол скважины первой гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта,

- осуществляют закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, представляющей собой суспензию частиц проппанта, при этом вторая жидкость обладает пределом текучести и способностью к затвердеванию, а отношение вязкости первой жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1,

- осуществляют закачивание в ствол скважины третьей гидроразрывной жидкости, не содержащей частиц проппанта, причем отношение вязкости третьей жидкости к вязкости второй жидкости составляет не менее 0,1, а отношение плотностей первой и третьей жидкостей составляет от 0,8 до 1,2,

- осуществляют повторное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости,

- осуществляют повторное закачивание третьей гидроразрывной жидкости.

2. Способ по п.1, в соответствии с которым первая и третья гидроразрывные жидкости представляют собой одну и ту же жидкость.

3. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет высокой концентрации частиц проппанта в суспензии.

4. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет использования в качестве жидкости перекрестносшитого геля.

5. Способ по п.1, в соответствии с которым наличие предела текучести второй гидроразрывной жидкости обеспечивается за счет добавления в жидкость волокон.

6. Способ по п.1, в соответствии с которым последовательное закачивание в ствол скважины второй гидроразрывной жидкости, третьей гидроразрывной жидкости и повторное закачивание второй и третьей гидроразрывных жидкостей циклично повторяют.

7. Способ по п.1, в соответствии с которым после повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости осуществляют дополнительное закачивание в ствол скважины первой и второй гидроразрывных жидкостей.

8. Способ п.1, в соответствии с которым длительность повторного закачивания третьей гидроразрывной жидкости является наиболее продолжительной по сравнению с длительностями закачивания первой и второй жидкостей.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к интенсификации скважин, вскрывающих подземные пласты, а более конкретно к гидроразрывной интенсификации с помощью введения в гидроразрыв проппанта для формирования зон с низким сопротивлением для добычи углеводородов.

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине выполняют перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при гидроразрыве пластов. Предлагается способ выполнения гидроразрыва на буровой площадке в подземном пласте с сетью трещин и с естественной трещиноватостью.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая: маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород, борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C и суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, где маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение безопасности при сохранении полезности используемых углеводородных композиций при эксплуатации месторождений. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя. По другому варианту в способе изготовления частиц расклинивающего наполнителя осуществляют указанное выше изготовление суспензии глинозема. По третьему варианту в указанном способе осуществляют указанное выше изготовление суспензии каолина, при этом частицы расклинивающего наполнителя характеризуются долгосрочной проницаемостью, большей чем 85 Д, при напряжении 10000 psi и температуре 250ºF, измеренной в соответствии с ISO 13503-5. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение прочности. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины, крепление трещины закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой. При этом дополнительно спускают перфоратор на колонне труб в добывающую скважину до подошвы пласта, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины снизу вверх со смещением на угол при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну труб с перфоратором извлекают из скважины. Затем в скважину спускают колонну труб с пакером, производят посадку пакера в скважине, закачкой гелированной жидкости производят ГРП с образованием трещины. Далее в трещину закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 0,2 от объема закачанной гелированной жидкости. Крепление трещины производят в два этапа. При этом объем оставшейся гелированной жидкости делят на две равные части, а крепление трещины разрыва производят проппантом фракций 20/40 и 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, равными долями по массе на каждом из этапов. При этом на первом этапе трещину крепят закачкой первой части гелированной жидкости с проппантом фракций 20/40, покрытым резино-полимерной композицией, а на втором этапе трещину крепят закачкой второй части гелированной жидкости с проппантом фракций 12/18, покрытым резино-полимерной композицией. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, крепление трещины разрыва закачкой жидкости-носителя с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, проведение ГРП, стравливание давления и извлечение колонны труб из скважины. Спуск колонны труб с пакером в скважину производят так, чтобы нижний конец колонны труб находился выше кровли пласта на 1,5 м, определяют общий объем гелированной жидкости по следующей формуле: Vг=k⋅Hп, где Vг - общий объем гелированной жидкости, м3; k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11; Hп - высота интервала перфорации пласта, м, производят закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, оставшийся объем гелированной жидкости используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом крепление трещины выполняют в два этапа, причем на первом этапе осуществляют закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, в количестве 30% от общего количества проппанта, а на втором этапе - закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 20/40 в количестве 70% от общего количества проппанта с наполнителем стекловолокном в количестве 1,5% от веса проппанта, закачанного на втором этапе, производят разгерметизацию пакера и извлекают колонну труб с пакером из скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом. Колонну труб на конце снабжают гидропескоструйной насадкой, оснащенной аксиально попарно расположенными соплами с обратным клапаном снизу, причем диаметр каждого из сопел равен шести диаметрам зерен проппанта, дополнительно выполняют гидропескоструйную перфорацию в интервале продуктивного пласта, после чего производят ГРП закачкой жидкости разрыва по 2,0 м3, начиная с расхода 0,6 м3 со ступенчатым увеличением на 0,2 м3, строят график зависимости расхода жидкости разрыва от создаваемого давления закачки на каждой ступени закачки и определяют давление разрыва породы продуктивного пласта, затем производят крепление трещины закачкой проппанта с жидкостью-носителем, после проведения ГРП центральную задвижку закрывают на ожидание спада давления, при этом в зависимости от величины давления разрыва подбирают проходной диаметр штуцера из условия достижения устьевого давления, равного 0,8 от давления разрыва пласта, обвязывают желобную емкость с центральной задвижкой стравливающей линией, состоящей в направлении от скважины к желобной емкости из труб, манометра, крана и штуцера, после монтажа стравливающей линии периодически открывают центральную задвижку, манометром измеряют давление в стравливающей линии до крана и закрывают центральную задвижку, при достижении устьевого давления, равного 0,8 от давления разрыва, открывают кран и стравливают давление через штуцер до атмосферного давления. Технический результат заключается в сокращении длительности и трудоемкости процесса ГРП; гарантированном получении трещины в заданном направлении; повышении эффективности очистки трещины от закачанной в нее в процессе ГРП жидкости; повышении надежности реализации способа. 4 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала. После бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП; упрощении технологического процесса реализации ГРП; повышении надежности проведения ГРП; увеличении охвата продуктивного пласта трещинами разрыва. 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная с 200 кг/м3 до 1200 кг/м3. Технический результат заключается в исключении обводнения добывающей скважины через трещину; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; снижении затрат благодаря отказу от привлечения геофизической партии; сокращении длительности технологического процесса ГРП. 5 ил.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды. Способ снижения сдвигового разложения ПЭО при введении водной текучей среды, содержащей ПЭО, в ствол скважины, включающий введение указанной среды, дополнительно содержащей НП, и снижение трения указанной среды, где НП препятствует сдвиговому разложению, и воздействие на ПЭО сдвиговым усилием, где НП защищает ПЭО от разрушения, где массовое соотношение ПЕО и НП в указанной среде от 20:1 до 1:20 и количество ПЭО составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион. Способ гидравлического разрыва, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва и снижение трения указанной среды, где указанная среда состоит из воды, смеси, включающей ПЭО и НП, расклинивающего наполнителя, агента, препятствующего набуханию, или как расклинивающего наполнителя, так и агента, препятствующего набуханию, где среду вводят в при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и где массовое соотношение ПЭО и НП составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО с помощью НП. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности снижения трения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.,3 пр.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а). Керамический расклинивающий агент, полученный указанным выше способом, характеризуется содержанием энстатита от 50 до 80 масс. % и магнезиоферрита от 4 до 8 масс. %. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение указанного выше керамического расклинивающего агента, смешивание его с рабочей жидкостью для гидроразрыва пласта и введение полученной смеси в подземный пласт. Применение указанного выше керамического расклинивающего агента - для гидроразрыва подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – улучшение эксплуатационных характеристик расклинивающего агента. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи. В центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. После образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 4 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-12-25 2017-01-30T09:05:52
Наверх