Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов. Размер частиц проппанта определяется исходя из известной скорости потока. Для закрепления трещины гидроразрыва в прискважинной зоне на втором этапе в качестве частиц проппанта для закрепления трещины и удержания частиц керамического проппанта в трещине гидроразрыва предлагается применять металлические частицы проппанта из металла, обладающего памятью формы, например нитинола. Частицы проппанта в условиях пласта под действием температуры восстанавливают свою форму с образованием металлического высокопроницаемого экрана, удерживающего частицы керамического проппанта с удаленного участка трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва продуктивного пласта. 2 ил.

 

Изобретение относится к способам гидроразрыва продуктивного пласта и может быть использовано при формировании трещин гидроразрыва, с добавлением в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя.

Известен способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта (патент РФ № 2516626, МПК Е21В43/267, опубл. 20.05.2014). Способ включает подачу в пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью, при добавлении в жидкость расклинивающего наполнителя. Закачку жидкости гидроразрыва ведут в несколько стадий с различной интенсивностью с добавлением расклинивающего наполнителя и без него, причем в первую стадию закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с первоначальным расходом 1,6-3 м3/мин, во вторую и последующие четные стадии закачивают жидкость гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 со снижением расхода на 10% от первоначального, в третью и последующие нечетные стадии закачивают жидкость гидроразрыва без расклинивающего наполнителя в объеме не менее 5 м3 с увеличением расхода на 10% от первоначального, причем добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3, причем количество стадий закачки жидкости гидроразрыва с добавлением расклинивающего наполнителя определяют из расчета обеспечения закачки минимального количества расклинивающего наполнителя – 3500 кг на 1 м вскрытой толщины пласта, но не менее двух.

К недостаткам данного способа можно отнести следующее:

- переход от одного технологического режима к другому требует затрат рабочего времени;

- фиксированный объем закачки расклинивающего наполнителя на второй стадии никак не связан с мощностью пласта, его проницаемостью и приемистостью;

- применение расклинивающего агента, без учета размеров трещины гидроразрыва, делает проблематичным удержание частиц расклинивающего агента в трещине гидроразрыва.

Известен патент РФ №2381253, МПК Е21В43/267; С09К 8/80, опубл. 10.02.2010.

Предлагается способ гидроразрыва подземных пластов. Способ включает нагнетание текучей среды, содержащей спеченное изделие стержневой формы, изготовленное из композиции, где композиция содержит по меньшей мере примерно 80 мас. % оксида алюминия и от примерно 0,15 до примерно 3,5 мас.% TiO2.

Способ гидроразрыва подземных пластов включает нагнетание текучей среды, содержащей спеченные расклинивающие агенты стержневой формы, где давление закрытия трещины разрушает большую часть спеченных расклинивающих агентов стержневой формы по меньшей мере на два расклинивающих агента стержневой формы меньшего размера.

Стержни имеют оптимальную длину до =10 мм и подходят для использования в качестве расклинивающих агентов или добавок. При стержневой форме расклинивающего агента имеет место больший поровый объем в набивке внутри трещины, что снижает гидравлические сопротивления потоку. В отличие от сферы, которая имеет единственную точку приложения нагрузки, стержень имеет более широкую область контакта в многослойной набивке под давлением, с возможностью распределения нагрузки более равномерно, что уменьшает вероятность разрушения стержней. Разрушение сферических частиц происходит на очень мелкие кусочки, которые создают плотно упакованные слои мелочи, которые обладают низкой проницаемостью и проводимостью. При разламывании спеченных стержней получаются стержни меньшего размера, которые не ведут себя как мелочь, а при упаковке в набивке не сильно влияют на проводимость слоя. Текучий пластовый флюид имеет турбулентный компонент вследствие значительного падения давления по длине трещины, с большим ростом скорости у ствола скважины. Расклинивающие агенты стержневой формы подвергаются меньшему воздействию скоростного потока и остаются в набивке, обеспечивая ее длительный срок службы. Вместе с тем известно, что скорость газового потока, при его перемещении в трещине гидроразрыва, заполненной расклинивающим агентом, резко возрастает к стволу скважины. Поскольку расклинивающий агент практически имеет одинаковые геометрические размеры, то существуют условия выноса частиц в ствол скважины. Известно, что скорость газового потока при выходе из трещины возрастает в десятки раз. Это приводит к выносу фракции проппанта, с формированием проппантовой пробки, и изменению фильтрационного сопротивления потоку. Вместе с тем, обтекание проппанта цилиндрической формы, обладает меньшим гидравлическим сопротивлением.

К недостаткам способа следует отнести следующее:

- проблематично удержание частиц расклинивающего агента при его миграции с удаленного участка трещины гидроразрыва;

- отсутствует надежный фильтрационный слой при формировании каркаса трещины из проппанта цилиндрической формы.

Крепление частиц проппанта в трещине гидроразрыва рассмотрено в статье (Акимов О. В. и др. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта //Нефтяное хозяйство. – 2008. – №. 11. – С. 31-33). Закрепление проппанта в трещине происходит за счет взаимодействия термореактивного полимера (фенолформальдегидная смола) которым покрыты частицы. Считается, что при определенной температуре и давлении полимеры смолы должны «дошиваться», с увеличением адгезии между зернами проппанта. Однако практика освоения скважин показывает, что происходит вынос зерен проппанта в ствол скважины и его миграция до устья скважины. Присутствие в скважине различных флюидов, таких как кислоты, гели, деструкторы приводит к разрушению полимера и снижению прочности самого проппанта, с его разрушением и получением в потоке подвижных абразивных частиц. В работе не рассмотрены вопросы фракционного подбора проппанта, в зависимости от геологических характеристик пласта-коллектора и изменения скорости газожидкостного потока к оси ствола скважины.

В работе «Экспериментальные исследования по закреплению проппанта в трещинах ГРП / С.С. Демичев, О.Г. Отрадных и др./ «Бурение и нефть» №12, 2008.- с. 19-21» показано, что проблема закрепления и удержания проппанта в трещине не решена и в настоящее время. Вынос проппанта негативно влияет на добывные возможности скважин. Для удаления проппанта рекомендуется применять порообразователи –отвердители на основе смолы «Геотерм-001», применение которых увеличивает проницаемость и проводимость трещин. Известно глубокое проникновение проппанта в трещины. Тем не менее, отмечается явление закрытия трещины в прискважинной зоне, что говорит о полном выносе расклинивающего агента из трещин, за счет высокой скорости потока пластового флюида в призабойной зоне скважины.

Известен патент РФ №2489569, МПК Е21В43/267 опубл. 10.08.2013. Изобретение относится к композициям на основе частиц, применяемых при гидроразрыве пласта, - композитного проппанта. Изобретение направлено на использование проппанта для уменьшения выноса частиц и переноса мелких фракций в пласте. Используют покрытый проппант, для чего применяют термореактивное полимерное покрытие, которое отверждается на месте применения, с созданием твердой проницаемой массы. Последняя порция проппанта, осаждаемая в трещине, называется хвостовой и после отверждения эта структура препятствует миграции дисперсных частиц из пласта в ствол скважины. Для обеспечения формирования удерживающего экрана на выходе трещины гидроразрыва частицы проппанта покрывают подложкой, содержащей магнитные частицы, которые прикреплены к внешней поверхности, с использованием адгезионного связующего. Используют проппант с термополимерным покрытием. Такой полимер отверждается на месте применения с созданием проницаемой массы после размещения проппанта в трещине. Такая структура способствует удержанию мелких частиц проппанта в пласте, с исключением выноса в скважину. В качестве термополимерного материала используют термоклеи, которые проявляют себя в условиях пласта. Это, по мнению авторов, формирует устойчивую структуру внутри трещины, за счет мостиков между частицами проппанта. Композитный материал состоит также из подложки проппанта с магнитными частицами в виде покрытия, которое можно наносить на подложку проппанта с более низкой плотностью, например стеклянные бусинки, легковесную керамику с изолированной пористостью. Магнитные частицы изготовлены из металлов, способных намагничиваться, например железа, феррита, низкоуглеродистых сталей, железоникелевых сплавов. Частицы наносят в порошкообразном состоянии на внешнюю поверхность подложки проппанта с помощью адгезионного покрытия, в качестве которого используют фенолформальдегидные смолы. Предполагается, что мелкие проппанты будут содействовать предохранению магнитных частиц от истирания с подложки. Количество магнитных частиц, используемых для покрытия подложки проппанта, может изменяться в широком диапазоне от 0,1 до 10 % от массы подложки проппанта. Наибольшее количество магнитных частиц в покрытии находится в пределах от 1 до 10 % от массы подложки проппанта. Способность композиции проппанта формировать жесткую удерживающую структуру внутри пласта, снижает вынос пластовых частиц. Особенно эффективно применение такого проппанта на заключительной стадии операции обработки скважин. Для предотвращения прилипания проппанта за счет магнитного притяжения к стенке трубы обсадной колонны, рекомендуется увеличить скорость прокачки. Изобретение направлено на получение композитного проппанта с магнитными частицами на подложке.

К недостаткам данного изобретения следует отнести следующее:

- при транспортировке композитного проппанта по осевому каналу бурильной колонны труб неизбежно происходит прилипание их к внутренней поверхности, с формированием проппантовой пробки. Для ликвидации этого недостатка рекомендуется резко поднять скорость прокачки. Но скорость прокачки смеси по колонне труб напрямую зависит от приемистости пласта, которая может быть различной для каждого конкретного случая;

- при транспортировке проппанта происходит взаимодействие частиц как друг с другом, так и со стенкой трубы, что приводит к удалению магнитных частиц с поверхности частиц проппанта. Формирование удерживающего экрана на «хвостовой» стадии операции гидроразрыва из частиц проппанта, имеющих такие же размеры, что и на удалении от ствола скважины, при резком увеличении скорости фильтрации пластового флюида, отличающегося в десятки раз, приводит к миграции проппанта в ствол скважины и не дает возможности формировать удерживающий экран.

Известна доставка зернистого материала (патент РФ на изобретение № 2524086, опубл. 27.07.2014), включающий подачу под землю композиции флюида. В изобретении рассмотрено применение агломератов низкой плотности, которые при проведении гидроразрыва пласта более эффективно заполняют трещину. Способ доставки зернистого материала включает подачу в скважину композиции флюида, в виде жидкости носителя на водной основе с гидрофобным зернистым материалом, имеющим объемный размер частиц не более чем 200 мкм. Также в состав включается газ, смачивающий поверхность частиц и связывающий их вместе.

Зернистый материал, обладающий малой плотностью, будет более медленно оседать в потоке жидкости, что позволяет более эффективно транспортировать частицы вглубь трещины. Для заполнения трещины применяют проппант с размерами частиц не более d = 200 мкм. Предложено также использовать зернистый материал меньших размеров для заполнения трещины, что снижает проницаемость, по сравнению с применением материала больших размеров. При этом твердые частицы могут иметь различные размеры и форму, в том числе иметь пластинчатую форму. Жидкость гидроразрыва включает загуститель, для повышения вязкости, например гуар, гидроксиалкилцеллюлозу и т.д. При реализации способа необходимо также оценивать стойкость зернистого материала к температуре. При эксплуатации скважин после проведения гидроразрыва имеет место перенос зернистого материала из трещины в ствол скважины, откуда его необходимо удалять известными способами.

К недостаткам способа следует отнести:

- применение зернистого материала одинакового фракционного состава для заполнения трещины гидроразрыва по всей ее длине, стимулирует процесс миграции частиц в ствол скважины, поскольку на выходе в ствол резко и многократно возрастает скорость потока пластового флюида.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (см. пат. РФ. №2566357, кл. МПК Е21В43/267., опубл. 31.07.2014), принятый за прототип. Способ включает следующие технологические операции:

- перфорацию стенок скважины в интервале продуктивного пласта, с глубиной канала не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины;

- спуск насосно-компрессорных труб с пакером, его посадкой над кровлей продуктивного пласта, закачку гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку вглубь пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант с расчетной концентрацией, изменяющейся в большую сторону. По окончанию прокачки гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент в виде смеси раствора карбамида с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция в расчетной пропорции. Объем закачиваемого реагента определяют с учетом мощности пласта, его пористости и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны, а также приемистости пласта.

Продавку реагента в пласт осуществляют технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб. Осуществляют технологическую выдержку в течение суток, с последующим удалением пакера и колонны насосно-компрессорных труб.

К недостаткам способа следует отнести:

- глубина перфорационных каналов, создаваемых в интервале продуктивного пласта известными на настоящий момент способами, зачастую меньше, чем размеры зоны концентрации напряжений в горной породе, окружающей ствол скважины;

- предварительное проведение перфорации скважин требует технологической подготовки процесса и его проведение, с выполнением работ по освоению скважин, с получением необходимой информации по пласту;

- применение расклинивающих агентов одной фракции для заполнения трещины гидроразрыва по всей ее длине, при освоении и эксплуатации скважин неизбежно приводит к выносу проппанта в скважину из-за высокой скорости потока пластового флюида при его выходе из перфорационных каналов и трещины гидроразрыва. Это приведет к смыканию трещины у ствола скважины и снижению эффекта от гидроразрыва.

Наличие молекул карбоната кальция между частицами проппанта в прискважинной зоне, служащими крепителями, снижает проницаемость сформированной структуры, что снижает эффективность процесса от гидроразрыва пласта.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в следующем:

- возможность доставки расклинивающего агента – частиц проппанта в периферийную часть трещины, с сохранением их положения в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов;

- возможность формирования высокопроницаемого экрана фильтрационного слоя в трещине в прискважинной зоне при наличии крупной фракции проппанта, рассчитанной из условия сохранения фиксации частиц проппанта при максимально возможной скорости течения пластового флюида в прискважинной зоне;

- возможность формирования высокопроницаемого экрана в прискважинной зоне в виде отрезков винтовых спиральных пружин, изготовленных из металла, обладающего эффектом «памяти» и восстанавливающих свою форму за счет пластовой температуры.

Технический результат достигается тем, что способ гидравлического разрыва пласта включает спуск колонны труб с пакером в ствол скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидроразрыва с созданием избыточного давления с крепителем трещины, в виде частиц проппанта расчетного фракционного состава, выдержку во времени. Определяют размеры частиц проппанта для заполнения удаленного участка пласта и прискважинной зоны трещины гидроразрыва, из условия исключения миграции частиц проппанта потоком пластового флюида, при этом на первом этапе заполняют удаленный участок трещины мелкой фракцией керамического проппанта, а на втором этапе ведут подачу крупной фракции частиц проппанта, сформированных из металла, обладающего эффектом памяти и меняющих свою форму, с обеспечением формирования фильтрационного слоя в трещине гидроразрыва, при воздействии пластовой температуры.

Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта показан на рисунках, где:

- на фиг. 1 - гранула проппанта из материала «нитинол» в трещине гидроразрыва пласта в нераскрытом состоянии;

- на фиг. 2 - проппант из материала «нитинол» в трещине гидроразрыва пласта в раскрытом состоянии после воздействия температуры.

Способ гидравлического разрыва пласта осуществляют путем подбора размера частиц проппанта для заполнения удаленного участка трещины гидроразрыва, с учетом скорости подачи пластового флюида. Суспензию с проппантом подают по колонне насосно-компрессорных труб в созданную трещину гидроразрыва с закреплением последней, чтобы не допустить смыкания. Затем, после определения размеров частиц проппанта, для размещения в прискважинной зоне, осуществляют подачу жидкости гидроразрыва. Для обеспечения закрепления частиц проппанта в прискважинной зоне определяем его диаметральные размеры по формуле:

где – диаметр частиц проппанта на выходе трещины в ствол скважины, мм;

– скорость потока пластового флюида на выходе в ствол скважины, м/с;

– скорость фильтрации пластового флюида на удаленном участке трещины гидроразрыва, мм/сек;

– диаметр частиц проппанта на удаленном участке трещины гидроразрыва, мм.

Из практики эксплуатации скважин после гидроразрыва известно, что скорости движения потока пластового флюида в трещине отличаются в десятки раз.

При диаметральных размерах частиц проппанта для заполнения трещины на удаленном участке в пределах dп=0,2 – 0,4 мм, размер частиц проппанта в прискважинной зоне должен быть dпроп=2 – 3 мм.

Для обеспечения подачи таких частиц проппанта в трещину гидроразрыва необходимо осуществить подбор состава рабочей жидкости и скорость транспортировки в интервал продуктивного пласта. Продавочную жидкость закачивают в объеме колонны насосно-компрессорных труб, с обеспечением полного вытеснения суспензии в трещину гидроразрыва.

Для обеспечения полного удержания частиц проппанта в трещине гидроразрыва частицы проппанта, размещаемые в прискважинной зоне, выполнены из металла, обладающего эффектом памяти, например нитинола. Формирование фильтрационного слоя в прискважинной зоне трещины гидроразрыва пласта осуществляется в хаотичном порядке размещения.

Частицы проппанта изготовлены из такого материала, который после ввода их в трещину гидроразрыва под воздействием пластовой температуры, изменяет свою форму и размеры, с перекрытием полностью сечения трещины, с формированием высокопроницаемого экрана, играющего роль фильтра.

Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта, включающий спуск колонны труб с пакером в ствол скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидроразрыва, с созданием избыточного давления и образованием трещины, путем закачки жидкости гидроразрыва с вводом в нее частиц проппанта расчетного фракционного состава, выдержку во времени, отличающийся тем, что определяют размеры частиц проппанта для заполнения удаленного участка и прискважинной зоны трещины гидроразрыва из условия исключения миграции частиц проппанта потоком пластового флюида, при этом на первом этапе заполняют удаленный участок трещины гидроразрыва пласта мелкой фракцией керамического проппанта, а на втором этапе ведут подачу крупной фракции частиц проппанта, сформированных из металла, обладающего эффектом памяти формы, и меняющих свою форму, с обеспечением формирования фильтрационного слоя в трещине гидроразрыва, при воздействии пластовой температуры.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации дегазации угольного пласта методом гидравлического разрыва. Способ включает бурение в пласте скважины, нарезание инициирующей щели на её боковой поверхности, герметизацию интервала разрыва скважины, нагнетание в интервал разрыва воды под давлением и образование в породе трещины.

Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Предложенный эмульгатор инвертных эмульсий содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличается тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества он содержит смесь моно- и/или диалкиловых эфиров фосфорной кислоты - продукт взаимодействия пятиокиси фосфора и жирных спиртов, в качестве которых используют отдельные спирты или смесь спиртов с длиной углеводородного радикала С8-С20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 20-80; углеводородный растворитель 20-80.

Группа изобретений относится к вариантам компонента и способу гидравлического разрыва пласта. Компонент содержит жидкость и множество трехмерных структур, перемешанных в жидкости.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтегазовой области, операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещин. Техническим результатом является повышение точности определения геометрии трещины ГРП, определения ее длин на разных высотах.

Изобретение относится к расклинивающему наполнителю, используемому при гидравлическом разрыве подземного пласта. Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий частицу, находящуюся в количестве от 90 до 99,5 мас.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к производству проппанта - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - вовлечение в производство проппанта различных видов исходных сырьевых материалов, в том числе техногенных отходов, и получение проппанта с кажущейся плотностью 2,2-3,0 г/см3.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений кальция и бария, которые могут быть использованы в нефтяной промышленности, в частности, в скважинах и на скважинном оборудовании, в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

Изобретение относится к области получения высокомолекулярных веществ, а именно к способам получения карбоксиметилкрахмала и может найти применение в современных химических технологиях в качестве загустителя, эмульгатора, особенно в нефтегазодобывающей промышленности в качестве агента стабилизации буровых растворов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к проппанту, предназначенному для гидроразрыва подземного пласта. Пропант с модифицированной поверхностью, включающий пропант и химическое покрытие, по меньшей мере, частично покрывающее пропант, представляющее собой главным образом пропилен гликоль, главным образом содержащее комбинацию пропилен гликоля и глицерина, или представляющее собой главным образом глицерин и составляющее менее чем 2 вес.% пропанта с модифицированной поверхностью.

Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Изобретение относится к резиновой промышленности и может быть использовано для внутреннего слоя уплотнительных элементов в составе водонабухающих пакеров, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F. Флюид на водной основе для обработки пласта, содержащий: воду, по меньшей мере, одно гелеобразующее средство, по меньшей мере одно сшивающее средство и указанную выше водную неэмульгированную разжижающую композицию. Способ поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, включающий объединение указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта, содержащим по меньшей мере, одно гелеобразующее средство и по меньшей мере, одно сшивающее средство. Способ разрыва подземного пласта, включающий нагнетание в подземный пласт в условиях разрыва указанного выше флюида на водной основе для обработки пласта и указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил., 7 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов. Размер частиц проппанта определяется исходя из известной скорости потока. Для закрепления трещины гидроразрыва в прискважинной зоне на втором этапе в качестве частиц проппанта для закрепления трещины и удержания частиц керамического проппанта в трещине гидроразрыва предлагается применять металлические частицы проппанта из металла, обладающего памятью формы, например нитинола. Частицы проппанта в условиях пласта под действием температуры восстанавливают свою форму с образованием металлического высокопроницаемого экрана, удерживающего частицы керамического проппанта с удаленного участка трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва продуктивного пласта. 2 ил.

Наверх