Скважинные флюиды и способ их применения

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах. Базовая текучая среда для получения скважинных флюидов содержит смесь синтетических алифатических углеводородов, полученную из потока продуктов синтеза Фишера-Тропша и содержащую более 96% алифатических углеводородов с числом атомов углерода от C6 до C30, при этом доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,35 мас.%, причем указанные алифатические углеводороды содержат большее количество разветвленных углеводородов, чем линейных углеводородов, где точка воспламенения алифатических углеводородов составляет около 180°F (82,22°C) и более и причем указанная текучая среда обладает коэффициентом смазывающей способности равным 0,17 и менее и где коэффициент смазывающей способности определяется как коэффициент трения металлического кольца, вращающегося в базовой текучей среде при 60 об/мин о поверхность из твердого металла при 150 psi. Скважинный флюид содержит указанную выше базовую текучую среду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжелителей, агентов понижения водоотдачи, расклинивающих агентов и аэрозольных веществ для формирования гравийной набивки. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Настоящая заявка притязает на приоритет в отношении заявки США №61/704794, поданной 24 сентября 2012 г., содержание которой во всех отношениях включено в настоящий документ в виде ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ - ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к углеводородным флюидам, в особенности углеводородным флюидам для приготовления скважинных флюидов, используемых при работах на газонефтяных скважинах, таких как бурение, гидравлический разрыв пласта, обсыпка скважин, а также при множестве других скважинных операций.

ОПИСАНИЕ ИЗВЕСТНОГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

В процессе бурения скважин в нефтегазоносном пласте буровой раствор или "промывочную жидкость" закачивают в разрабатываемую скважину через буровую трубу и выпускают через патрубки на вращающейся буровой головке, установленные на конце буровой трубы. Затем буровой раствор прокачивают обратно на поверхность через межтрубное пространство: пространство между буровой трубой и стенкой скважины. После возвращения на поверхность твердую фазу удаляют и закачивают промывочную жидкость в приемник для жидкости, где ее при необходимости снова можно использовать или обработать. Разработанная система промывки скважины буровым раствором, как правило, содержит петлю с буровым раствором, непрерывно циркулируемым при вращении бурильной головки. Буровой раствор выполняет несколько функций, важных для успешного завершения нефтяной или газовой скважины, и повышает общую эффективность буровых работ. Буровые растворы применяют, например, для охлаждения и смазки вращающегося бурового оборудования, снижения трения между буровой головкой и стволом скважины, предотвращения прихвата буровой трубы, контроля подповерхностного давления в стволе скважины, подъема бурового шлама и выноса их на поверхность и очистки ствола скважины и бурового оборудования.

Основной компонент бурового раствора - это его базовая текучая среда. Буровой раствор может быть изготовлен на основе воды, углеводородов, синтетических веществ или эмульсии, такой как эмульсия "масло-в-воде" или эмульсия вода-в-масле ("инвертная"). В промышленности часто применяют буровые растворы на основе воды. Они обладают экономическими преимуществами по сравнению с буровыми растворами на основе масел, а также более экологичны. Однако для определенных пластов бурение при помощи водных буровых растворов может представлять собой проблему из-за неустойчивости ствола скважины, вызванной разбуханием водопоглощающей породы и глины в пласте, набухание которых можно значительно снизить путем применения буровых растворов на основе масел. Хотя буровые растворы на нефтяной основе более дорогостоящи, чем буровые растворы на водной основе, они обычно предпочтительны при глубоком бурении, высокотемпературном бурении и в случае, когда требуется существенно инертная базовая текучая среда для конкретных буровых работ или для конкретных пластов. Буровые растворы на нефтяной основе, как правило, обеспечивают более естественную смазку по сравнению с буровыми растворами на водной основе и значительно ускоряют ход бурения или повышают скорость бурения (ROP).

Более высокая смазывающая способность флюидов на основе углеводородов снижает нежелательные скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну и в особенности важна в скважинах с большими отходами, например, в горизонтальных скважинах, где большой проблемой является трение. Значение горизонтального бурения непрерывно возрастает, в особенности в Северной Америке, в случае так называемых сланцевых месторождений. На самом деле, в недавней промышленной публикации высказано предположение о том, что в США шесть из каждых десяти активных буровых агрегатов в любую заданную неделю осуществляют горизонтальное бурение. Соответственно, несмотря на то, что флюиды на основе углеводородов более дорогостоящие, обеспечиваемые ими результаты в отношении скорости бурения (ROP) и снижения скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну делают их экономически привлекательными при горизонтальном бурении.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном варианте настоящее изобретение описывает неводную базовую текучую среду для формирования буровых растворов, жидкостей гидроразрыва и других флюидов, применяемых при бурении скважин, например, очистке, интенсификации добычи и т.д.

В другом варианте настоящее изобретение относится к неводной базовой текучей среде для использования в скважинных флюидах, полученной из потока продуктов синтеза Фишера-Тропша.

В еще одном варианте настоящее изобретение относится к неводной базовой текучей среде для получения скважинных жидкостей с коэффициентом смазывающей способности равным менее чем примерно 0,17.

Еще один вариант настоящего изобретения относится к базовой текучей среде для получения скважинных флюидов, состоящих главным образом из алифатических углеводородов с менее чем 3,00 масс.% углеводородов с числом атомов углерода C10 и менее.

Еще в одном варианте в настоящем изобретении представлен способ осуществления бурильных работ.

Эти и другие особенности и преимущества настоящего изобретения будут понятны из следующего подробного описания, в котором сделана ссылка на величины на соответствующих чертежах.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 - это гистограмма, показывающая коэффициент смазывающей способности различных флюидов.

Фиг. 2 - это график распределения углеводородных гомологов, как линейных, так и разветвленных, в типичном FT-дистилляте.

Фиг. 3 - это график, аналогичный фиг. 2, на котором показан дистиллят с фиг. 2, который был перегнан до точки воспламенения около 180°F (82,22°C).

Фиг. 4 - это график зависимости смазывающей способности от содержания C8 и C9.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Базовая текучая среда в настоящем изобретении представляет собой смесь из по меньшей мере около 96 масс.% синтетических алифатических углеводородов, прежде всего линейных и разветвленных, полученных из потока продуктов синтеза Фишера-Тропша (FT), где базовая текучая среда содержит углеводороды с числом атомов углерода примерно от C6 до C30, предпочтительно примерно от C8 до C26, и менее чем примерно 3 масс.% углеводородов являются гомологами C10, а доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,2 масс.%, наиболее предпочтительно менее примерно 0,1 масс.%. Как правило, углеводороды примерно на 50 масс.% или более разветвленные, прежде всего метилразветвленные. Предпочтительно базовая текучая среда содержит менее чем примерно 0,35 масс.% углеводородов с числом атомов углерода C9. Базовая текучая среда обладает коэффициентом смазывающей способности равным 0,17 или менее, предпочтительно ниже примерно 0,15 и менее, еще более предпочтительно ниже 0,12 и менее. Коэффициент смазывающей способности определяется как коэффициент трения металлического кольца, вращающегося в буровом растворе при 60 об/мин, о поверхность твердого металла при 150 psi (1034200 Па). Тест можно провести при помощи Тестера смазывающей способности при сверхвысоком давлении (Extreme Pressure (EP) and Lubricating Tester), модель №112-00 производства OFI Testing Equipment, Inc. Тест предназначен для воспроизведения скорости вращения буровой трубы и давления, с которым труба упирается в стенки ствола скважины.

Флюид на основе углеводородов в настоящем изобретении - это предпочтительно поток продуктов синтеза Фишера-Тропша (далее обозначаемый как FT-дистиллят) с температурой воспламенения около 150°F (65,56°C) и более.

Предпочтительно базовая текучая среда в настоящем изобретении содержит ароматические углеводороды в количестве менее примерно 0,3 масс.%, предпочтительно менее примерно 0,2 масс.%, наиболее предпочтительно менее примерно 0,1 масс.%.

На фиг.1 показана гистограмма, позволяющая сравнить коэффициент смазывающей способности различных жидкостей, включая воду, различные дистилляты потока продуктов синтеза в комплексах Фишера-Тропша и дизельное топливо, полученное при типичной переработке нефти. Как можно видеть, все три FT-дистиллята обладают коэффициентом смазывающей способности равным более чем примерно 0,3. Также известны две "легких" FT-фракции, которые в основном представляют собой низкокипящие фракции FT-дистиллятов. Эти последние материалы обладают коэффициентом смазывающей способности равным более чем примерно 0,4.

В таблице 1 ниже приведено распределение по число атомов углерода в гомологах "легких" FT-дистиллятах, приведенных на фиг. 1. Как можно видеть, имеется значительное количество парафинов с числом атомов углерода C10 и менее.

ТАБЛИЦА 1
Число атомов углерода Линейный парафин Разветвленный метилзамещенный углеводород Другие разветвленные углеводороды Всего
C7 0,03 0,00 0,00 0,03
C8 2,76 0,21 0,01 2,98
C9 24,64 4,66 1,03 30,33
C10 41,58 11,15 5,53 58,26
C11 0,19 2,28 5,47 7,95
C12 0,04 0,00 0,08 0,12
C13 0,07 0,08 0,06 0,21
C14 0,01 0,01 0,04 0,06
C15 0,01 0,00 0,00 0,01
C16 0,01 0,00 0,00 0,01
C17 0,01 0,00 0,00 0,01
Всего 69,35 18,39 12,22 99,95

Дизель № 2, типичное дизельное нефтяное топливо, приведенное на фиг.1, обладает коэффициентом смазывающей способности равным около 0,12. Наконец, типичный FT-дистиллят, который был перегнан до температуры воспламенения около 180°F (82,22°C), обозначенный как ODC FT-180, обладает коэффициентом смазывающей способности равным 0,12, фактически таким же, как в случае топливного дизеля. Хотя коэффициент смазывающей способности типичного топливного дизеля и FT-смеси ODC FT-180 фактически одинаковый, из-за более низкого содержания ароматических соединений в ODC FT-180 и связанных с этим экологических преимуществ последняя - несомненно более предпочтительная базовая текучая среда для бурения или других буровых растворов нежели типичный топливный дизель.

В отношении FT-дистиллятов, приведенных на фиг. 1, в таблице 2 и на фиг. 2 показано распределение типичного FT-дистиллята по гомологам. Как видно из таблицы 2 и фиг. 2, FT-дистиллят содержит значительные количества гомологов с числом атомов углерода C10 или менее. Это следует сравнить с таблицей 3 и фиг. 3, откуда видно, что если FT-дистиллят в таблице 2 и на фиг. 2 перегоняют до точки воспламенения около 180°F (82,22°C), содержание гомологов с C10 и меньшим количеством атомов углерода резко снижается. Вопреки ожиданиям, было обнаружено, что при снижении содержания гомологов с более низким числом атомов углерода, т.е. C10 и менее и в особенности C9 и более низким числом атомов углерода, коэффициент смазывающей способности резко снизился. На самом деле, как можно видеть на фиг.1, смазывающая способность ODC FT-180 приблизительно соответствует одной трети коэффициента смазывающей способности FT-дистиллята.

ТАБЛИЦА 2
FT-дистиллят
Число атомов углерода Линейные Разветвленные Всего
7 0,09 0,03 0,12
8 1,89 0,34 2,23
9 4,73 1,58 6,30
10 5,40 2,48 7,87
11 5,28 2,89 8,17
12 4,92 3,17 8,09
13 4,51 3,38 7,89
14 4,04 3,55 7,59
15 3,48 3,92 7,41
16 3,08 4,01 7,09
17 2,55 4,42 6,97
18 2,09 4,14 6,23
19 1,85 3,87 5,72
20 1,39 3,97 5,36

21 1,02 3,06 4,08
22 0,68 2,85 3,53
23 0,43 2,18 2,61
24 0,23 1,46 1,69
25 0,08 0,84 0,92
26 0,01 0,11 0,12
Всего 47,75 52,24 99,98

ТАБЛИЦА 3
ODC FT-180
Число атомов углерода Линейные Разветвленные Всего
7 0,0% 0,0% 0,0%
8 0,0% 0,0% 0,0%
9 0,0% 0,0% 0,0%
10 2,5% 0,4% 2,8%
11 5,5% 2,5% 8,0%
12 5,9% 3,8% 9,7%
13 5,6% 4,1% 9,7%
14 4,9% 4,5% 9,4%
15 4,3% 4,8% 9,1%
16 3,5% 5,0% 8,6%
17 3,0% 5,0% 8,0%
18 2,5% 5,0% 7,5%
19 1,9% 5,1% 6,9%
20 1,6% 4,5% 6,1%
21 1,1% 3,7% 4,9%
22 0,8% 3,0% 3,8%
23 0,5% 2,3% 2,8%
24 0,3% 1,5% 1,8%
25 0,1% 0,7% 0,8%
26 0,0% 0,1% 0,1%
Всего 43,9% 56,1% 100,0%

Как видно из фиг.3, в ODC FT-180 имеется значительный линейный компонент. В настоящем изобретении предполагается, что базовая текучая среда в настоящем изобретении фактически могла бы содержать значительно большее количество разветвленных компонентов и в некоторых случаях может предпочтительно содержать фактически только разветвленные компоненты.

В таблице 4 ниже приведено сравнение FT-дистиллята, FT-дистиллята после отгонки легких фракций и ODC FT-180 в отношении температуры воспламенения, коэффициента смазывающей способности и содержания C8-C11. Здесь FT-дистиллят после отгонки легких фракций - это FT-дистиллят, из которого удалены низкокипящие фракции.

ТАБЛИЦА 4
Образец Температура воспламенения (°F) Температура воспламенения (°C) Смазывающая способность C8 C9 C10 C11
FT-дистиллят 140 60 0,34 0,12 2,23 6,30 7,87
FT-дистиллят после отгонки легких фракций 170 76,67 0,14 0,00 0,14 5,93 8,21
ODC FT-180 180 82,22 0,012 0,00 0,00 2,80 8,00

Как можно видеть из таблицы 4, FT-дистиллят обладает более высоким коэффициентом смазывающей способности, чем в случае FT-дистиллята после отгонки легких фракций и в случае ODC FT-180; последние два значения довольно низкие. Можно видеть, что FT-дистиллят содержат значительно больше C8-C10, чем и FT-дистиллят с отогнанными легкими фракциями, и ODC FT-180. Важно, что ODC FT-180 фактически не содержит C8 и C9 и содержит значительно меньше C10, чем дистиллят с отогнанными легкими фракциями. В таблице 4 ясно показано, что более высокое содержание гомологов C8-C10 отрицательно влияет на коэффициент смазывающей способности.

На фиг. 4 наглядно показано, что снижение содержания C8 и C9 приводит к снижению коэффициента смазывающей способности. Таким образом, как показано на фиг. 4, когда содержание C8 и C9 превышает примерно 0,2%, коэффициент смазывающей способности повышается примерно до 0,15.

Базовую текучую среду в настоящем изобретении, как описано выше, можно использовать для получения экологичных синтетических буровых растворов на основе нефти; при этом можно обеспечить большую механическую скорость проходки, снизить скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну, что особенно желательно при горизонтальном бурении. Кроме того, базовую текучую среду в настоящем изобретении можно использовать для гидравлического разрыва пласта и в других скважинных флюидах, где желательны сниженное трение и следует учитывать состав формации и экологические факторы.

При приготовлении скважинного флюида для применения в скважине вместе с базовой жидкостью используют различные добавки или вещества. Такие добавки включают, без ограничения, эмульгаторы, смачивающие агенты, загустители, утяжелители, агенты понижения водоотдачи, расклинивающие агенты и аэрозольные вещества для формирования гравийной набивки. Эксперты в данной области техники без труда поймут, что в некоторых случаях можно использовать более одной из указанных добавок в данном скважинном флюиде при проведении конкретных бурильных работ. Например, в случае бурового раствора обычно добавляют утяжелитель, а также агент понижения водоотдачи. В случае гидравлического разрыва пласта, который обычно используют теперь в случае плотных сланцевых пластов, как правило, применяют расклинивающие агенты, чтобы после растрескивания пласта трещины оставались открытыми, например, после расклинивания, под действием расклинивателя. Добавки, такие как эмульгаторы, смачиватели и т.д. также можно использовать в определенных буровых растворах и прочих скважинных флюидах, опять же, в зависимости от скважинных условий в пласте и поставленной цели.

Для экспертов в данной области техники очевидно, что количество добавки, введенное состав данного скважинного флюида будет колебаться в широком диапазоне значений в зависимости от природы формации, сквозь которую проходит скважина, и от других хорошо известных факторов.

Как правило, скважинный флюид с базовой жидкостью согласно настоящему изобретению должен содержать по меньшей мере около 50 масс.% базовой текучей среды и может включать 60, 70, 80 или даже 90 масс.% базовой текучей среды. Также предполагается, что базовую текучую среду в определенных случаях можно использовать как скважинный флюид без введения других добавок.

Хотя здесь довольно подробно описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, это сделано единственно для того, чтобы пояснить различные аспекты данного изобретения, и не предполагается, что это ограничивает объем изобретения, как указано в приведенной далее формуле изобретения. Для экспертов в данной области техники понятно, что показанный и описанный вариант осуществления изобретения является примером, и различные другие замены, изменения и модификации, включая, без ограничения, особо обсуждаемые здесь альтернативные проекты, можно применить на практике в рамках изобретения, не выходя за его объем.

1. Базовая текучая среда для получения скважинных флюидов, содержащая:

смесь синтетических алифатических углеводородов, полученную из потока продуктов синтеза Фишера-Тропша и содержащую более 96% алифатических углеводородов с числом атомов углерода от C6 до C30, при этом доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше, чем примерно 0,35 мас.%, причем указанные алифатические углеводороды содержат большее количество разветвленных углеводородов, чем линейных углеводородов, где точка воспламенения алифатических углеводородов составляет около 180ºF (82,22ºC) и более, и причем указанная текучая среда обладает коэффициентом смазывающей способности равным 0,17 и менее и где коэффициент смазывающей способности определяется как коэффициент трения металлического кольца, вращающегося в базовой текучей среде при 60 об/мин о поверхность из твердого металла при 150 psi.

2. Базовая текучая среда по п.1, в которой доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,2 мас.%.

3. Базовая текучая среда по п.1, в которой доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,1 мас.%.

4. Базовая текучая среда по п.1, в которой коэффициент смазывающей способности равен менее чем примерно 0,12.

5. Базовая текучая среда по п.1, где поток продуктов синтеза Фишера-Тропша представляет собой поток продукта, полученный при превращении газа в жидкость.

6. Базовая текучая среда по п.5, где поток продукта получают из нефтегазовой фракции.

7. Базовая текучая среда по п.1, в которой содержание ароматических углеводородов составляет менее чем примерно 0,3 мас.%.

8. Базовая текучая среда по п.7, в которой содержание ароматических углеводородов составляет менее чем примерно 0,2 мас.%.

9. Скважинный флюид, содержащий базовую текучую среду по п.1 и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжелителей, агентов понижения водоотдачи, расклинивающих агентов и аэрозольных веществ для формирования гравийной набивки.

10. Скважинный флюид по п.9, в котором указанная добавка представляет собой расклинивающий агент.

11. Скважинный флюид по п.9, в котором указанная добавка представляет собой утяжелитель.

12. Скважинный флюид по п.9, в котором доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,2 мас.%.

13. Скважинный флюид по п.9, в котором доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,1 мас.%.

14. Скважинный флюид по п.9, в котором коэффициент смазывающей способности равен меньше чем примерно 0,12.

15. Скважинный флюид по п.9, где поток продуктов синтеза Фишера-Тропша представляет собой поток продуктов, полученный при превращении газа в жидкость.

16. Скважинный флюид по п.9, в котором поток продуктов получают из нефтегазовой фракции.

17. Скважинный флюид по п.9, в котором содержание ароматических углеводородов составляет менее чем примерно 0,3 мас.%.

18. Скважинный флюид по п.17, в котором содержание ароматических углеводородов составляет менее чем примерно 0,2 мас.%.

19. Способ обработки ствола скважины, включающий следующие этапы:

введение в указанный ствол скважины состава, содержащего базовую текучую среду по п.1 и добавку, выбранную из группы, состоящей из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжелителей, агентов понижения водоотдачи, расклинивающих агентов и аэрозольных веществ для формирования гравийной набивки.

20. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает бурение скважины.

21. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает гидравлический разрыв пласта в скважине.

22. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает формирование гравийной набивки.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к композициям расклинивающего агента, способам уплотнения пласта и добычи жидкостей из подземного пласта. Предложенные композиции включают (1) агрегирующие композиции, способные образовывать деформируемые частичные или полные покрытия на поверхностях пласта, поверхностях пластовых частиц, поверхностях твердой фазы скважинной жидкости и/или поверхностях расклинивающих агентов, где указанные покрытия увеличивают склонность к агрегации и/или агломерации частиц и поверхностей таким образом, что получают кластеры или столбы частиц, имеющие деформируемые покрытия, и (2) композиции, стабилизирующие и/или усиливающие агрегацию, способные изменять свойства покрытых кластеров или столбов таким образом, что получают сцементированные, стабилизированные и/или упрочненные кластеры или столбы.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта его гидравлическим разрывом – гидроразрывом. Композиция гидроразрыва пласта, содержащая супервпитывающий полимер, переводимый в расширенное состояние и выполненный с возможностью разрушения в ответ на возникновение условия разрушения, множество частиц проппанта, размещенных в супервпитывающем полимере до высвобождения множества частиц проппанта из него в ответ на его разрушение, средство обработки скважины, содержащее ингибитор осадкообразований, трейсер, рН-буферное средство или их комбинацию, и флюид для перевода супервпитывающего полимера в расширенное состояние, где ингибитор осадкообразований содержит композицию, содержащую карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую кислоту, полимер, содержащий карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую группу, или их комбинацию, трейсер содержит фторированную бензойную кислоту, перфторированный углеводород, спирт, кетон, органическую кислоту, галогенизированную композицию или их комбинацию и рН-буферное средство представляет собой щелочь или щелочно-земельную соль карбоната, цитрата, глюконата, фосфата или тартрата, оксид щелочно-земельного металла, органический полиэлектролит или их комбинацию.

Раскрыты способы обработки подземного пласта, которые включают введение флюида для обработки, содержащего фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы, в подземный пласт через ствол скважины и создание пробки, содержащей фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы флюида для обработки.

Изобретение относится к композиции и способу для повышения трещин подземного пласта. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение суспензии для обработки, содержащей несущую текучую среду, имеющую предел текучести, твердые частицы и связующее вещество, закачивание суспензии для обработки в трещину с образованием по существу равномерно распределенной смеси твердых частиц и связующего вещества и превращение по существу равномерно распределенной смеси в присутствии связующего вещества в области с высоким содержанием твердых частиц и области, которые по существу не содержат твердых частиц, где твердые частицы и связующее вещество имеют по существу различные скорости в трещине и указанное превращение возникает из-за указанных по существу разных скоростей, перед смыканием трещины в ней образуется по меньшей мере одна пустота, связанная по текучей среде и не содержащая твердых частиц, а несущая текучая среда имеет значение предела текучести, не превышающее значения максимально допустимого предела текучести, определяемого по приведенной формуле.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта.

Способ увеличения газопроницаемости для скважин метана угольных пластов с использованием технологии разрыва при помощи взрыва под воздействием электрических импульсов применим для эксплуатации скважин метана угольных пластов с низкой газопроницаемостью.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин, а именно к смазочным добавкам для буровых растворов. Технический результат - сохранение высоких показателей смазочных свойств, а также повышение противоприхватных свойств на границе «металл - глинистая корка» и «металл - металл» в пресных и минерализованных буровых растворах.

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах. Базовая текучая среда для получения скважинных флюидов содержит смесь синтетических алифатических углеводородов, полученную из потока продуктов синтеза Фишера-Тропша и содержащую более 96 алифатических углеводородов с числом атомов углерода от C6 до C30, при этом доля гомологов с числом атомов углерода C9 и ниже составляет меньше чем примерно 0,35 мас., причем указанные алифатические углеводороды содержат большее количество разветвленных углеводородов, чем линейных углеводородов, где точка воспламенения алифатических углеводородов составляет около 180°F и более и причем указанная текучая среда обладает коэффициентом смазывающей способности равным 0,17 и менее и где коэффициент смазывающей способности определяется как коэффициент трения металлического кольца, вращающегося в базовой текучей среде при 60 обмин о поверхность из твердого металла при 150 psi. Скважинный флюид содержит указанную выше базовую текучую среду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжелителей, агентов понижения водоотдачи, расклинивающих агентов и аэрозольных веществ для формирования гравийной набивки. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл.

Наверх