Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта. Технический результат заключается в повышении эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Способ включает бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины. Согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, пятой – D/48 и (0,01...0,02)·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта. 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.

Известен способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидроразрывом, включающий применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси ПАВ, ПАА, сшивателя - ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин. В известном способе выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием, в каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас. %: ПАВ - 0,2-5,0, ПАА - 0,005-2,5, ацетат хрома - 0,01-1,0, наполнитель - 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л - остальное, после технологической выдержки в течение 1-10 суток и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом, проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП, принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП, причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин, после всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола (патент РФ №2627799, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/16, опубл. 11.08.2017).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность ввиду отсутствия закрепления трещин пропантом. Согласно исследованиям, даже в устойчивых к осыпанию карбонатных породах, горное давление приводит к постепенному смыканию трещин без пропанта и, соответственно, дебита скважин и накопленной добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающий выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению, подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо-нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента - воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины (патент РФ №2661513, кл. Е21В 43/267, Е21В 43/27, Е21В 43/24, опубл. 17.07.2017 - прототип).

Известный способ предусматривает повышение эффективности гидроразрыва за счет термохимической обработки и последовательного уменьшения размера фракции закачиваемого пропанта, однако замена части пропанта на растворимый магний приводит также к постепенному смыканию части трещин и снижению дебита скважин и накопленной добычи нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.

Задача решается тем, что в способе пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта, включающем бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины, согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2…0,1)⋅V, далее, при необходимости, третьей - D/12 и (0,03…0,05)⋅V, четвертой - D/24 и (0,02…0,03)⋅V, пятой - D/48 и (0,01…0,02)⋅V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта.

Сущность изобретения

На эффективность многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и объем накопленной добычи нефти скважины с МГРП существенное влияние оказывает качество трещин, их проницаемость и способность как можно дольше оставаться в открытом виде. Для данных целей применяют закачку и закрепление трещин пропантом. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнять данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяного пласта со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД бурят или подбирают уже пробуренную горизонтальную скважину. Данную скважину останавливают, если она была действующей. Проводят подготовительные к МГРП работы, в т.ч. исследования и дизайн МГРП. Количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола. Стадии МГРП в дизайне размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие. На скважину привозят необходимое оборудование, химию и материалы. Кроме того, предусматривают применение технологий для определения зоны и направления распространения трещин (например, используют низкочастотную микросейсмику). Далее проводят мини-ГРП, определяют вектора распространения трещин и прочие параметры МГРП, при необходимости корректируют дизайн МГРП.

Далее в скважине проводят МГРП. При закачке жидкости гидроразрыва в каждой стадии МГРП определяют распространение трещин. Зная параметры трещин и зону их распространения в каждой стадии, примерно подсчитывают объем трещин МГРП. Суммарный объем W закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, зафиксированных во время гидроразрыва.

Трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме. Для одной отдельной стадии МГРП закачивается:

- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=D и объемом порции V1=V;

- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=D/6 и объемом порции V2=(0,2…0,1)⋅V;

- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=D/12 и объемом порции V3=(0,03…0,05)⋅V;

- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=D/24 и объемом порции V4=(0,02…0,03)⋅V.

- 5-я порция пропанта с диаметром частиц D5=D/48 и объемом порции V5=(0,01…0,02)⋅V.

Таким образом, W=V1+V2+V3+V4+V5.

Также возможна закачка только в сумме первой и второй порции. При необходимости закачивают три или все пять порций различных фракций пропанта. Однако дальнейшее уменьшение размеров пропанта для коллекторов с проницаемостью менее 5 мД не имеет смысла, т.к. размеры пропанта МГРП становятся слишком мелкими и сопоставимыми с диаметром поровых каналов.

Согласно исследованиям, наибольшую эффективность МГРП достигает в коллекторах менее 5 мД. Указанное в предлагаемом способе распределение размеров фракций пропанта, объемов порций пропанта и последовательности их закачки при МГРП позволяют максимально поддерживать трещины в открытом состоянии, что приводит к повышению эффективности МГРП и более высоким объемам добычи нефти. Расчеты и моделирование показали, что приведенная последовательность уменьшения размеров фракций пропанта обеспечивает максимальное заполнение неоднородных по размеру трещин МГРП. При превышении указанных объемов закачки порций пропанта, часть пропанта окажется не закачанной в трещины, что в худшем случае может привести к аварии на скважине, тогда как при меньших объемах закачки пропанта, относительно приведенных выше, трещины не будут заполнены пропантом полностью, что впоследствии приведет к смыканию трещин МГРП и невысокой накопленной добыче нефти.

Между каждым этапом закачки порций пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта. Технологическая выдержка необходима для более плотного распределения пропанта в трещинах МГРП. При технологической выдержке более 2 часов, согласно исследованиям, в большинстве случаев указанного распределения пропанта далее не происходит. При этом если поддерживать давление на устье скважины во время технологической выдержки значением менее 50% от максимального, при котором до этого вели закачку пропанта, значительно возрастает вероятность смыкания незакрепленной пропантом части трещин.

Далее проводят промывку, освоение горизонтальной скважины, пускают скважину в добычу и ведут отбор продукции.

Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до снижения дебита нефти до минимального экономически рентабельного значения, либо до повышения обводненности до 98% с учетом всевозможных обработок и водоограничений.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяного пласта общей толщиной 20 м, средней абсолютной проницаемостью 5 мД и начальным пластовым давлением 15 МПа, бурят горизонтальную скважину длиной 800 м. Проводят подготовительные к МГРП работы, в т.ч. лабораторные исследования отобранного керна, шлама и флюидов, исследования по подбору химии и пропанта. Выполняют моделирование и дизайн МГРП. Количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола. Стадии МГРП в дизайне размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие.

На скважину привозят необходимое для МГРП оборудование, химию и материалы. Кроме того, предусматривают применение технологий для определения зоны и направления распространения трещин. Для этого используют низкочастотную микросейсмику, в которой в соответствии с технологией размещают на дневной поверхности датчики. Далее проводят мини-ГРП, определяют вектора распространения трещин и прочие параметры МГРП. В соответствии с собранными данными корректируют дизайн МГРП. В соответствии с дизайном МГРП определили 10 стадий МГРП.

Далее в скважине проводят МГРП. При закачке жидкости гидроразрыва в каждой стадии МГРП определяют распространение трещин. Зная параметры трещин и зону их распространения в каждой стадии, примерно подсчитывают объем трещин МГРП. Суммарный объем W закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, зафиксированных во время гидроразрыва. Расчетным путем по данным низкочастотной микросейсмики определили, что объем пропанта Wn (где n - номер стадии МГРП) для каждой из стадий МГРП составляет от 24 до 43 м3.

Трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме. Для первой стадии МГРП закачивается пять порций пропанта общим объемом W1=V1+V2+V3+V4+V5=21,7+4,3+1,1+0,7+0,4=28,2 м3:

- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,4 мм и объемом порции V1=21,7 м3;

- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,4/6=0,23 мм и объемом порции V2=0,2⋅21,7=4,3 м3;

- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,4/12=0,12 мм и объемом порции V3=0,05⋅21,7=1,1 м3;

- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=1,4/24=0,06 мм и объемом порции V4=0,03⋅21,7=0,7 м3;

- 5-я порция пропанта с диаметром частиц D5=1,4/48=0,03 мм и объемом порции V5=0,02⋅21,7=0,4 м3.

Во всех остальных девяти стадиях МГРП пропант закачивается аналогично расчетам, приведенным выше.

Между каждым этапом закачки порций пропанта проводят технологическую выдержку длительностью 2 часа. При этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне 4 МПа, что составляет 50% от максимального 8 МПа, при котором вели закачку пропанта.

Далее проводят промывку, освоение горизонтальной скважины, пускают скважину в добычу и ведут отбор продукции.

Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до повышения обводненности продукции до 98% с учетом проводимых в период эксплуатации скважины обработок и водоограничений.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Подбирают уже пробуренную горизонтальную скважину в нефтенасыщенном пласт с иными геолого-физическими характеристиками. Данную скважину останавливают, проводят МГРП. Трещины МГРП в каждой стадии закрепляют пропантом в два этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:

- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=0,85 мм и объемом порции V1=28,7 м3;

- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=0,85/6=0,14 мм и объемом порции V2=0,1⋅28,7=2,9 м3.

Суммарный объем пропанта двух порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2=28,7+2,9=31,6 м3.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Трещины МГРП закрепляют пропантом в три этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:

- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,0 мм и объемом порции V1=32,6 м3;

- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,0/6=0,17 мм и объемом порции V2=0,1⋅32,6=3,3 м3;

- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,0/12=0,08 мм и объемом порции V3=0,03⋅32,6=1,0 м3.

Суммарный объем пропанта трех порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2+V3=32,6+3,3+1,0=36,9 м3.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Трещины МГРП закрепляют пропантом в четыре этапа, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме:

- 1-я порция пропанта с диаметром частиц D1=1,1 мм и объемом порции V1=41,6 м3;

- 2-я порция пропанта с диаметром частиц D2=1,1/6=0,18 мм и объемом порции V2=0,1⋅41,6=4,2 м3;

- 3-я порция пропанта с диаметром частиц D3=1,1/12=0,09 мм и объемом порции V3=0,03⋅41,6=1,2 м3;

- 4-я порция пропанта с диаметром частиц D4=1,1/24=0,05 мм и объемом порции V4=0,02⋅41,6=0,8 м3.

Суммарный объем пропанта четырех порций одной стадии МГРП равен объему трещин, т.е. W=V1+V2+V3+V4=41,6+4,2+1,2+0,8=47,8 м3.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Пятую порцию пропанта в первой стадии МГРП закачивают с диаметром частиц D5=1,4/48=0,03 мм и объемом порции V5=0,01⋅21,7=0,2 м3. Суммарный объем пропанта пяти порций первой стадии МГРП равен объему трещин: W1=V1+V2+V3+V4+V5=21,7+4,3+1,1+0,7+0,2=28,0 м3. Эксплуатацию горизонтальной скважины ведут до снижения дебита нефти до минимального экономически рентабельного значения 0,5 т/сут с учетом всевозможных обработок и водоограничений.

В результате эксплуатации было добыто 114,2 тысяч т нефти. По прототипу при прочих равных условиях эксплуатации было добыто 95,5 тысяч т нефти. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу составил 18,7 тысяч т.

Предлагаемый способ позволяет повысить накопленную добычу нефти горизонтальной скважины за счет повышения эффективности технологии МГРП, достигаемой с применением пропанта с различным диаметром гранул, рассчитываемых и закачиваемых в определенном соотношении.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины.

Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта, включающий бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины, отличающийся тем, что подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, пятой – D/48 и (0,01...0,02)·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).

Системы и способы генерируют оптимизированные параметры работ гидроразрыва пласта с помощью итеративной оптимизации проектного решения по забойной температуре, проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсной подаче жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту на основе пластовых свойств, свойств проппанта, выбора кандидата, моделирования потоков и геомеханического моделирования и технических расчетов, где системы и способы реализуют в цифровом устройстве обработки данных.

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.

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.

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.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта - ГРП). Способ включает строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) гидромеханический перфоратор, оснащенный пакером, в горизонтальный участок скважины. Производят вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером снизу вверх несколько раз. ГРП производят по межтрубному пространству скважины последовательно, каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающем допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня. Причем перед ГРП колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время ГРП следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков. Исходя из геологического строения пласта, наличия водоносных пропластков и т.п., а также, обрабатывая данные по наличию и интенсивности заколоных перетоков, принимают решение при необходимости об изоляции некоторых из них тампонирующим составом. Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия заколонных и межпластовых перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски незапланированного обводнения продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта с изменяемым размером гранул пропанта. Технический результат заключается в повышении эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Способ включает бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины. Согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D6 и в объеме ·V, далее, при необходимости, третьей – D12 и ·V, четвертой – D24 и ·V, пятой – D48 и ·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50 от максимального, при котором вели закачку пропанта. 5 пр.

Наверх