Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте

Изобретение относится к области технологий подготовки скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, к выводу на режим, в частности к оптимизации параметров, оказывающих непосредственное влияние на повышение продуктивности скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в увеличении проводимости образующейся в процессе ГРП трещины при одновременном предотвращении аварийных ситуаций, вызванных выносом проппанта из трещины ГРП. В соответствии со способом измеряют поровое давление в пласте, осуществляют гидроразрыв пласта и формируют в пласте трещину путем закачки жидкости ГРП в скважину. В процессе закачки определяют забойное давление и используют полученные значения порового давления и забойного давления для определения свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами в пласте путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте. Используют полученные результаты и ту же модель для прогнозирования объема жидкости гидроразрыва пласта, откачиваемой из скважины после гидроразрыва пласта. На основе спрогнозированного объема жидкости гидроразрыва пласта выбирают оптимальную длительность остановки скважины и/или изменение забойного давления во время откачки и используют выбранные параметры при выводе скважины на режим. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к области технологий подготовки скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, к выводу на режим, в частности, к оптимизации параметров, оказывающих непосредственное влияние на повышение продуктивности скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), таких как длительность ее остановки после ГРП и изменение забойного давления во время откачки.

Технология подготовки скважины к выводу на режим обычно состоит из трех стадий. На первой стадии происходит формирование трещины ГРП, для чего в скважину с помощью мощных насосных станций закачивают жидкость ГРП. В процессе формирования трещины в жидкость добавляют расклинивающий агент - проппант. ГРП - один из способов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины. Во время выполнения работ по ГРП в пласт закачивается большой объем жидкости ГРП. Полевые данные показывают, что большая часть объема жидкости, закачанной в процессе ГРП, не возвращается обратно на поверхность в течение последующей откачки из скважины.

Следующая стадия - стадия остановки скважины. Ту часть скважины, в которой образовалась одна или несколько трещин, изолируют при помощи пакеров. В образовавшиеся трещины ГРП в этой части скважины жидкость ГРП больше не поступает.

Третья стадия подготовки скважины к выводу на режим - это стадия откачки. Во время откачки происходит понижение давления в скважине при помощи насосов. Закачанная жидкость ГРП выходит наверх. Постепенно доля жидкости ГРП снижается, а доля формационного флюида (нефти, газа) растет. Как только доля жидкости ГРП в поступающей смеси становится менее 0,5, говорят, что стадия откачки завершена, и скважина выходит на режим.

В трещиноватых породах закачанная жидкость ГРП проникает в большую сеть естественных трещин, которые зачастую имеют существенно большую проводимость, чем сама горная порода. Однако в некоторых случаях эти трещины не приводят к увеличению общей продуктивности скважины. Моделирование показывает, что этот эффект связан с тем, что закачанный объем жидкости ГРП аккумулируется в районе контактов естественных трещин с трещиной ГРП, препятствуя проходу нефти и газа через сеть естественных трещин. В отдельных случаях объем жидкости ГРП, оставшийся в пласте, может привести к обводненности соседних скважин.

С другой стороны, слишком большой объем жидкости ГРП, выходящей из скважины, приводит к увеличению скорости фильтрации жидкости через размещенную в трещине проппантную пачку, что влечет за собой вынос проппанта. Это нежелательное явление приводит к потере продуктивности созданной трещины, повреждению оборудования (например, насосов), а также длительному простаиванию скважины по причине работ очистки от вынесенного проппанта.

В работе Abbasi М.А., A Comparative Study of Flowback Rate and Pressure Transient Behaviour in Multifractured Horizontal Wells, University of Alberta, 2013, упоминается объем жидкости, который не был добыт в процессе отработки скважины. Отмечается важная роль естественных разрывов горной породы в удержании жидкости ГРП, однако они не учитывались при моделировании.

В работе Kondash AJ, Albright E, Vengosh A., Quantity of flowback and produced waters from unconventional oil and gas exploration, Science of the Total Environment, 574 (2017), стр. 314-321, рассматривается химический состав добытой жидкости ГРП и поводится анализ полевых данных, но процессы удержания жидкости ГРП в горной породе не моделировались.

В работе Alkouh A, Mcketta S, Wattenbarger RA., Estimation of Effective Fracture Volume Using Water Flowback and Production Data for Shale Gas Wells. SPE 166279, Hydraul Fract Technol Conf 2013, подчеркивается важность анализа объема добываемой жидкости для предсказания поведения скважины. Однако вопрос о том, где именно аккумулируется вода, не рассматривается и не определяется объем добываемой жидкости ГРП.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в увеличении проводимости образующейся в процессе ГРП трещины при одновременном предотвращении аварийных ситуаций (стопов), вызванных выносом проппанта из трещины ГРП, путем прогнозирования объема добычи жидкости ГРП в процессе ее откачки из скважины (трещины).

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, измеряют поровое давление в пласте, осуществляют гидроразрыв пласта и формируют в пласте трещину гдроразрыва путем закачки жидкости гидроразрыва в скважину. В процессе закачки определяют забойное давление. Затем определяют свойства пласта и свойства контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами в пласте путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, скорости закачки жидкости гидроразрыва и забойного давления во время закачки. Далее определяют забойное давление в скважине во время остановки скважины пласте путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами. Прогнозируют объем жидкости гидроразрыва пласта, откачиваемой из скважины после гидроразрыва пласта, путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами и забойного давления во время остановки скважины. На основе спрогнозированного объема жидкости гидроразрыва пласта выбирают оптимальную длительность остановки скважины и/или изменение забойного давления во время откачки и используют выбранные параметры при выводе скважины на режим.

Забойное давление во время закачки жидкости гидроразрыва пласта в скважину может быть определено путем измерений, путем расчет или путем моделирования.

Закачка жидкости гидроразрыва пласта в скважину может быть осуществлена как с постоянной заданной скоростью, так и с переменной.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана одна из стадий многостадийной горизонтальной скважины, пробуренной в естественно трещиноватой породе; на фиг. 2 приведены график скорости закачки жидкости ГРП в скважину и график расхода жидкости ГРП в естественные трещины пласта, рассчитанный согласно модели; на фиг. 3 приведен график изменения забойного давления во время откачки; на фиг. 4 показан график объема жидкости ГРП, добываемого во время откачки, при изменении забойного давления, показанного на фиг. 3, для различных длительностей остановки скважины, на фиг. 5 приведены графики двух вариантов изменения забойного давления во время откачки, на фиг. 6 - график объема жидкости ГРП, добываемого во время откачки, для двух вариантов изменения забойного давления, представленных на фиг 5.

На фиг. 1 показана одна из стадий многостадийной горизонтальной скважины, пробуренной в естественно трещиноватой породе, после закачки жидкости ГРП и проведения гидроразрыва, где 1 - скважина, 2 - трещина ГРП, заполненная жидкостью, 3 - естественные трещины в пласте, 4 - естественные трещины в пласте, заполненные жидкостью ГРП.

В соответствии с предлагаемым способом предварительно осуществляют сбор необходимой информации о пласте и параметрах ГРП, а именно о поровом давлении в пласте, о скорости закачки жидкости ГРП и забойном давлении во время стадии закачки в скважине 1.

Поровое давление рр - это давление резервуарной жидкости, удерживаемой внутри пласта. Это геомеханическое свойство пласта, которое обычно измеряют перед проведением полевых работ по ГРП.

Скорость закачки Qinj(t) - это количество жидкости ГРП, закачиваемой в скважину в единицу времени. Закачка жидкости ГРП может осуществляться как с заданной постоянной скоростью, так и с переменной. В случае изменения скорости закачки в течение процесса закачки, используют данные об изменении скорости, записанные полевым оборудованием во время работы по закачке жидкости ГРП.

В процессе закачки определяют забойное давление скважины РВН(t). Забойное давление можно определять путем измерений с помощью глубинного манометра, путем приблизительной оценки с помощью простой формулы: РВНph+pWH, где pWH - давление на устье скважины, или путем моделирования в симуляторах ГРП.

Затем определяют свойства пласта и свойства контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте. Чтобы определить свойства Pƒ пласта и свойства Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте, необходимо разработать (или использовать уже имеющуюся) модель течения жидкости ГРП в естественных трещинах пласта. Модель должна быть чувствительна к изменению забойного давления, а также к свойствам пласта и контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте. В результате модель вычисляет зависимость расхода жидкости в/из естественных трещин в пласте как функцию времени, изменения забойного давления, порового давления в пласте, свойств пласта и свойств контакта трещины ГРП с естественными трещинами:

где t - время, рВН (τ) - история изменения забойного давления в процессе ГРП с начала процесса до данного момента времени t, то есть 0<τ<t. Для различных свойств Pƒ пласта и свойств Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте получают различные значения расхода q(t). Из набора расходов, полученных при различных значениях свойств Pƒ и Рс, выбирают тот, у которого отклонение от изменения скорости закачки Qinj(t) минимально. Свойства Pƒ пласта и свойства Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте, которые соответствуют минимальному отклонению расхода q(t) от изменения скорости закачки, считают фактическими свойствами пласта и контакта соответственно.

Полученные свойства Pƒ пласта и свойства Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте затем используют для определения забойного давления во время остановки скважины и последующего прогнозирования объема жидкости ГРП, откачиваемой из скважины после гидроразрыва пласта на стадии откачки. Для этого используют ту же модель течения жидкости ГРП в естественных трещинах в пласте. Для различных значений длительности остановки скважины Tsi и изменения забойного давления во время стадии откачки РВН(τ), τ>Ttr+Tsi рассчитывают расход жидкости ГРП во время ее откачки, где Ttr - длительность стадии закачки жидкости ГРП в скважину, Tsi - длительность остановки скважины.

Для заданных длительности остановки скважины Tsi и изменения забойного давления рВН(τ), τ>Ttr+Tsi, используют следующий алгоритм.

Во время остановки скважины определяют забойное давление в скважине (Ttr<t<Ttr+Tsi), из условия равенства нулю расхода жидкости ГРП в естественные трещины в пласте, т.е. q(t, pBH(τ), Рр, Pƒ, Рс)≡0, 0<τ<Ttr+Tsi.

Затем используют ту же модель течения жидкости ГРП в естественных трещинах в пласте, учитывающую изменения забойного давления в течение закачки, остановки скважины и откачки.

Интегрируя полученный расход из естественных трещин в пласте во время откачки жидкости ГРП, получают объем Vrec жидкости ГРП, добываемый во время стадии откачки:

где Ttr - длительность стадии закачки, Tsi - длительность остановки скважины, Tfb - длительность откачки, таким образом, Ttr+Tsi соответствует времени начала стадии откачки.

Аналогичные вычисления могут быть проведены для различных изменений забойного давления, чтобы выбрать оптимальное расписание изменения забойного давления во время откачки.

Полученный прогноз объема жидкости ГРП, добываемой из скважины во время откачки, позволяет выбрать оптимальную длительность остановки скважины и/или оптимальное изменение забойного давления во время откачки, обеспечивающие выход жидкости ГРП из естественных трещин в пласте, способствующий увеличению проводимости трещины при одновременном предотвращении аварийных ситуаций (стопов), вызванных выносом проппанта из трещины ГРП. Выбранные оптимальные параметры затем используют при выводе скважины на режим: оптимальную длительность остановки скважины на стадии остановки скважины, а оптимальное изменение забойного давления - на стадии откачки.

В качестве примера рассмотрим приведенную на фиг. 1 одну из стадий многостадийной горизонтальной скважины, пробуренной в естественно трещиноватой породе.

Предположим, что во время работ ГРП были получены следующие данные: поровое давление в пласте - 40 МПа, закачка жидкости ГРП в скважину производилась с постоянной скоростью закачки 0.05 м3/с в течение 1.5 часов, во время закачки было записано забойное давление (см. Таблицу).

Применяют разработанную или созданную ранее модель течения жидкости ГРП в естественных трещинах пласта для определения свойств Pƒ пласта и свойств Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте. Эти свойства определяются используемой моделью транспорта жидкости ГРП в естественные трещины в пласте. Один из возможных вариантов описан в нижеследующей модели.

Транспорт флюида вдоль естественной трещины пласта описывается уравнением переноса:

где а [м] - апертура трещины, t [s] - время, х [м] координата вдоль трещиныа, [m2/s] - расход жидкости на единицу длины, который подчиняется закону Дарси:

где μ [Па⋅с] - динамическая вязкость жидкости, р [Па] - давление жидкости, с [м3] - проводимость естественной трещины. Согласно модели Бартона (Barton, N., Bandis, S., & Bakhtar, K., Strength, deformation and conductivity coupling of rock joints, International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences And, 22(3), 121-140, 1985), проводимость трещины, закрытой на естественный заполнитель (естественные неровности), связана с апертурой следующим соотношением:

где JRC [-] - безразмерный коэффициент шероховатости, -1] - коэффициент масштабирования из микронов в метры. Апертура а [м] выбрана согласно модели Willis-Richards (Willis-Richards, J., Watanabe, K. and Takahashi, H., Progress toward a Stochastic Rock Mechanics Model of Engineered Geothermal System. Journal of Geophysical Research, 101, 17481-17496, 1996):

где а0 [м] - апертура при отсутствии напряжения, us [м] - сдвиг, возникающий в результате смещения пласта вдоль трещины в результате проведения ГРП; - угол эффективной дилатации, σn [Па] - нормальное напряжение, приложенное к естественной трещине, [Па] - напряжение, в результате приложения которого к трещине ее апертура уменьшается в 10 раз.

Введем следующие безразмерные параметры:

где П [-] - безразмерное давление, р* [Па] - масштаб давления, а* [м] - масштаб апертуры, ξ [-] - безразмерная координата вдоль естественного разрыва, L [м] - масштаб длины, τ [-] - безразмерное время, T* [с] - масштаб времени.

Тогда при имеем следующее уравнение на безразмерное давление П:

Полученное уравнение - уравнение нелинейной диффузии, которое можно решить, например, методом простых итераций. В результате получают зависимость безразмерного давления от безразмерного времени и безразмерной координаты П(τ, ξ). Тогда согласно закону Дарси 0 с учетом 0-0:

где q [м3/с] - расход жидкости в/из естественных трещин пласта, [м] - длина контакта между естественной трещиной пласта и трещиной ГРП.

Тогда в предположении, что все трещины пласта имеют одинаковые свойства, а их количество равно Nd:

где q* - масштаб расхода жидкости в/из естественных трещин:

Таким образом, полный расход в/из естественных разрывов горной породы зависит от двух параметров:

При использовании данной модели транспорта жидкости ГРП в естественные трещины в пласте определяемыми свойствами Pƒ пласта является комбинация порового давления, нормального напряжения, приложенного к естественной трещине и напряжение, в результате приложения которого к трещине ее апертура уменьшается в 10 раз вида (7), а свойствами Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами является комбинация апертуры естественной трещины при поровом давлении, шероховатости ее стенок, количества естественных трещин, вязкости жидкости, а также длины контакта естественных трещин горной породы с трещиной ГРП вида (14). При использовании других моделей такими свойствами могут быть, например, поровое давление и эффективная проницаемость естественных трещин.

Определение свойств Pƒ пласта и свойств Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте осуществляют путем запуска модели с различными значениями этих свойств из следующих диапазонов:

• Pƒ ∈ [15, 25] МПа

• Pc ∈ [0.01,0.5] м3

Для каждой пары параметров Pƒ и Рс из соответствующего диапазона значений с учетом забойного давления рВН в скважине и порового давления рр рассчитывают расход жидкости ГРП q(t), используя уравнение (1) и следующую формулу для вычисления отклонения между скоростью закачки Qinj (t) жидкости ГРП и расходом q(t) из естественных трещин пласта горной породы:

где ti - это i-й момент времени закачки, Qinj,i - соответствующее значение скорости закачки.

В этом примере наименьшее отклонение достигается при Pƒ=21.1 МПа и Рс=0.0139 м3/с. В этом случае расход жидкости ГРП из скважины в трещину ГРП равен расходу из трещины ГРП в естественные трещины пласта. На фиг. 2 показано это соответствие.

Таким образом, на данном этапе были определены свойства Pƒ пласта и свойства Рс контакта трещины ГРП с естественными трещинами в пласте при помощи калибровки модели на известных данных о поровом давлении в пласте, скорости закачки жидкости ГРП и забойном давлении в скважине во время закачки.

Затем запускают модель течения жидкости ГРП в естественных трещинах пласта с поровым давлением рр=40 МПа и свойствами Pƒ=21.1 МПа и Рс=0.0139 м3/с. Для двух различных длительностей остановки скважины - Tsi: 40 дней и 1 день - определяют забойное давление во время стадии остановки.

Для заданного забойного давления во время стадии откачки (см. Фиг. 3), запускают модель, которая определяет приток жидкости ГРП из естественных трещин в пласте в трещину ГРП во время стадии откачки. Используя формулу (2), получают оценку добываемого объема закачанной жидкости ГРП (см. Фиг. 4). Из графика на фиг. 4 видно, что при длительности остановки скважины в один день объем добываемой во время откачки жидкости ГРП в два раза больше, чем при остановке скважины на 40 дней. Это позволяет выбрать и использовать оптимальную длительность остановки скважины на второй стадии подготовки скважины к выводу на режим, обеспечивающую выход закачанной жидкости ГРП из естественных трещин в пласте, способствующий увеличению проводимости трещины при одновременном предотвращении аварийных ситуаций (стопов), вызванных выносом проппанта из трещины ГРП.

Аналогичные вычисления могут быть проведены для различных вариантов изменения забойного давления при откачке, чтобы выбрать оптимальное расписание изменения. Для длительности остановки скважины Tsi=20 дней определяют забойное давление в течение стадии остановки. На фиг. 5 показаны два варианта изменения забойного давления во время стадии откачки. Для каждого варианта изменения забойного давления во время стадии откачки, запускают модель, которая определяет приток жидкости ГРП из естественных трещин в пласте в трещину ГРП во время стадии откачки. Используя формулу (2), получают оценку добываемого объема закачанной жидкости ГРП во время откачки (см. Фиг. 6).

Из Фиг. 6 видно, что при более интенсивном изменении забойного давления объем добываемой во время откачки жидкости ГРП будет больше, чем при изменении забойного давления меньшей интенсивности. Это позволяет выбрать и использовать оптимальный вариант изменения забойного давления на третьей стадии подготовки скважины к выводу на режим.

1. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, в соответствии с которым:

- измеряют поровое давление в пласте,

- осуществляют гидроразрыв пласта и формируют в пласте трещину гидроразрыва путем закачки жидкости гидроразрыва в скважину,

- в процессе закачки определяют забойное давление,

- определяют свойства пласта и свойства контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами в пласте путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, скорости закачки жидкости гидроразрыва и забойного давления во время закачки,

- определяют забойное давление в скважине во время остановки скважины путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами,

- прогнозируют объем жидкости гидроразрыва пласта, откачиваемой из скважины после гидроразрыва пласта, путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте с использованием измеренного порового давления, свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами и забойного давления во время остановки скважины,

- на основе спрогнозированного объема жидкости гидроразрыва пласта выбирают оптимальную длительность остановки скважины и/или изменение забойного давления во время откачки и используют выбранные параметры при выводе скважины на режим.

2. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, по п. 1, в соответствии с которым забойное давление во время закачки жидкости гидроразрыва пласта в скважину определяют путем измерений.

3. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте по п. 1, в соответствии с которым забойное давление во время закачки жидкости гидроразрыва пласта в скважину определяют путем расчета.

4. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, по п. 1, в соответствии с которым забойное давление во время закачки жидкости гидроразрыва пласта в скважину определяют путем моделирования.

5. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, по п. 1, в соответствии с которым закачку жидкости гидроразрыва пласта в скважину осуществляют с постоянной заданной скоростью.

6. Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, по п. 1, в соответствии с которым закачку жидкости гидроразрыва пласта в скважину осуществляют с переменной скоростью, которую измеряют в процессе закачки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вычислительной технике. Технический результат заключается в повышении безопасности финансовой транзакции.

Изобретение относится к способу и системе авторизации пользователя на вычислительном устройстве. Техническим результатом является обеспечение информационной безопасности данных.

Изобретение относится к вычислительной технике. Технический результат заключается в оценке риска раскрытия информации для поставщика услуг.

Изобретение относится к автоматизированной системе проектирования интерактивной электронной ремонтной документации (ИЭРД). Технический результат - автоматизация проектирования интерактивной электронной ремонтной документации (ИЭРД) без использования исправных натурных образцов СТС.

Изобретение относится к области вычислительной техники. Технический результат заключается в защите системы обработки информации от вредоносного программного обеспечения.

Изобретение относится к области удаленной регистрации и аутентификации пользователя в мобильной сети. Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение функциональных возможностей устройства за счёт обеспечения подтверждения подлинности личности пользователя мобильной связи, в том числе при первичной регистрации.

Изобретение относится к вычислительной технике. Технический результат заключается в повышении результативности и снижении ресурсоемкости зашиты.

Изобретение относится к области вычислительной техники. Технический результат заключается в повышении качества и точности анализа данных.

Изобретение относится к медицинскому приборостроению, а точнее к аппаратно-программным комплексам визуализации структуры биологических тканей и органов методом инфракрасной диафаноскопии.

Изобретение относится к средствам сонификации событий кибербезопасности. Техническим результатом является повышение эффективности реагирования на возникающие события кибербезопасности в сетевых зонах за счет применения схемы сонификации событий.

Изобретение относится к сшивающим композициям, используемым при гидроразрыве подземного пласта для повышения добычи нефти. Описаны сшивающие композиции для водных растворов полимеров с гидроксильными функциональными группами.
Настоящее изобретение относится к использованию частиц полиолефина со сверхвысокой молекулярной массой в качестве проппантов для обработки подземных пластов, а также к композициям, содержащим упомянутые частицы, и к способам гидравлического разрыва пласта, использующим упомянутые частицы.

Изобретение относится к окрашенным разжижаемым композициям и их применению для разработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Окрашенная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержащая по меньшей мере один органический пероксид, по меньшей мере, один органический краситель, не содержащий металл, выбранный из группы, включающей FD&C - Blue №1, FD&C Red №3, FD&C Red №40, FD&C Yellow №6, Purple Shade, Grape Shade, Blue Liquid, Purple Liquid и их комбинации, и, по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, включающей многоатомные спирты, гликоли, бутиловые спирты, триолы, моносахариды, дисахариды и их комбинации.

Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта - ГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.

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).

Изобретение относится к области технологий подготовки скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте, к выводу на режим, в частности к оптимизации параметров, оказывающих непосредственное влияние на повышение продуктивности скважины после проведения гидравлического разрыва пласта. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в увеличении проводимости образующейся в процессе ГРП трещины при одновременном предотвращении аварийных ситуаций, вызванных выносом проппанта из трещины ГРП. В соответствии со способом измеряют поровое давление в пласте, осуществляют гидроразрыв пласта и формируют в пласте трещину путем закачки жидкости ГРП в скважину. В процессе закачки определяют забойное давление и используют полученные значения порового давления и забойного давления для определения свойств пласта и свойств контакта трещины гидроразрыва с естественными трещинами в пласте путем моделирования течения жидкости гидроразрыва в естественные трещины в пласте. Используют полученные результаты и ту же модель для прогнозирования объема жидкости гидроразрыва пласта, откачиваемой из скважины после гидроразрыва пласта. На основе спрогнозированного объема жидкости гидроразрыва пласта выбирают оптимальную длительность остановки скважины иили изменение забойного давления во время откачки и используют выбранные параметры при выводе скважины на режим. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.

Наверх