Патенты автора Насыбуллин Арслан Валерьевич (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта, в частности, с добывающей и нагнетательной скважинами. Способ гидравлического разрыва пласта с добывающей и нагнетательной скважинами включает спуск колонны труб с пакером в ствол добывающей скважины, перекрытие межтрубного пространства над кровлей продуктивного пласта, подачу по колонне труб жидкости гидравлического разрыва с вводом в нее частиц проппанта расчетного фракционного состава, создание избыточного давления с образованием трещины, выдержку во времени. При этом прекращается закачка жидкости в нагнетательную скважину с последующим восстановлением давления в пласте, производится гидравлический разрыв пласта в добывающей скважине и далее возобновляется подача жидкости в нагнетательную скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва путем восстановления исходного изотропного по горизонтальным напряжениям состояния пласта, ставшего анизотропным в результате работы нагнетательной скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта, в частности с рядными системами разработки. Способ гидравлического разрыва пласта скважин с добывающими и нагнетательными скважинами включает спуск колонны труб с пакером в ствол добывающей 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. Скважины пробурены с их линейным трехрядным расположением. Нагнетательные скважины расположены в крайних рядах нагнетательных скважин из пяти рядов всех скважин, а добывающие скважины размещены в трех внутренних рядах добывающих скважин из пяти рядов всех скважин. Последовательно прекращается закачка жидкости в нагнетательные скважины и извлечение нефти из скважин среднего ряда с последующим восстановлением давления в пласте, производится гидравлический разрыв пласта в скважинах среднего ряда добывающих скважин через одну скважину, запускаются в работу скважины среднего ряда добывающих скважин с одновременным прекращением работы добывающих скважин крайних рядов добывающих скважин. После восстановления давления в пласте осуществляется гидравлический разрыв добывающих скважин крайних рядов добывающих скважин, расположенных через одну скважину и в шахматном порядке по отношению к скважинам среднего ряда добывающих скважин, и далее возобновляется извлечение нефти из всех добывающих скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта с законтурным заводнением путем поочередного восстановления исходного изотропного по горизонтальным напряжениям состояния пласта в призабойной зоне каждой скважины, ставшего анизотропным в результате работы нагнетательной скважины. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют анализ по дебиту, закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины, определяют контуры взаимовлияния скважин и корректируют дебиты добывающих скважин. Упомянутый анализ проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных объектах разработки с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес. и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулирование дебитов добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. При этом выделяют участок с повышенной динамикой обводнения добывающих скважин - более 5% в год. Регулирование отборов производят после перераспределения объемов закачки в нагнетательных скважинах, с учетом взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в виде снижения уровней забойных давлений на добывающих скважинах с постоянной обводненностью до уровня не более 10% ниже уровня насыщения. Повышение уровня забойного давления из быстро обводняющихся скважин принимают до текущего уровня пластового давления. Каждый раз после снижения объемов добычи ниже 3-5% в год перераспределение забойных давлений и закачек повторяют. 4 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах. Способ включает бурение скважины в продуктивном пласте, определение фильтрационно-емкостных свойств пород и выявление интервалов продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, спуск колонны труб в скважину, проведение поинтервального ГРП в открытом стволе скважины путем формирования перфорационных каналов и трещин закачкой гелированной жидкости разрыва. На устье скважины на нижний конец колонны труб снизу вверх устанавливают следующую компоновку: заглушку, гидромониторную насадку с соплами, перепускной клапан, хвостовик, технологический пакер, свабный ограничитель, спускают колонну труб с компоновкой в наклонный ствол скважины так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующего верхнему продуктивному пласту, производят в этом интервале ГРП с формированием трещины закачкой гелированной жидкости, в качестве которой используют гелированную кислоту, и креплением трещины проппантом, по окончании проведения ГРП перемещают колонну труб с компоновкой в следующий интервал с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующий нижележащему продуктивному пласту, и производят ГРП с формированием трещины и креплением трещины проппантом, аналогичным образом перемещая колонну труб с компоновкой к забою скважины, выполняют ГРП в оставшихся интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в соответствующих нижележащих продуктивных пластах, причем с каждым последующим выполнением поинтервального ГРП сокращают длину формируемой трещины путем снижения объемов закачиваемой гелированной кислоты и концентрации проппанта для крепления сформировавшейся трещины в каждом интервале проведения ГРП, причем используют проппант фракции 40/70 меш., по окончании выполнения ГРП в колонну труб сбрасывают шар, создают в колонне труб давление, достаточное для разрушения срезного винта перепускного клапана, при этом втулка перепускного клапана перемещается вниз и герметично изнутри перекрывает сопла гидромониторной насадки, сажают технологический пакер в обсаженной части скважины и осваивают скважину со снижением уровня жидкости до 1000 м, с откачкой жидкости из скважины в желобную емкость в объеме 25 м3, с отбором проб на рН фактор, если значение рН менее 4, продолжают откачку до рН более 4, с отбором проб через каждые 10 м3 откачанной жидкости, после чего прекращают освоение скважины, распакеровывают технологический пакер и извлекают колонну труб с компоновкой из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа в многопластовой залежи с подошвенной водой. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины. Согласно изобретению закачивают гелеобразную жидкость разрыва с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в процессе закачки гелеобразной жидкости разрыва. Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла с увеличением порции закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м3 с каждым циклом. По окончании закачки последней порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают СО2 в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты. Затем продавливают 2%-ный водный раствор КСl в объеме 1,1 от объема скважины. При этом в процессе ГРП все компоненты закачивают с одним значением расхода, останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч, ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин, удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в увеличении роста трещины в процессе проведения ГРП; повышении эффективности реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти; повышении производительности скважины при последующей ее эксплуатации; сохранении коллекторских свойств призабойной зоны пласта; снижении износа применяемого оборудования.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика, поинтервальное выполнение группы перфорационных с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта (ГРП) с образованием разветвленных трещин с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины. В процессе спуска хвостовика в горизонтальный ствол скважины его оборудуют муфтой-кольцом, выполненным из разбуриваемого материала, после крепления хвостовика в горизонтальном стволе скважины на устье скважины на нижний конец колонны труб собирают компоновку снизу вверх, включающую обратный клапан, пропускающий от забоя к устью, перфоратор, перепускной клапан, далее спускают колонну труб в горизонтальный ствол скважины в ближайший от забоя интервал нефтенасыщенного пласта. При этом в процессе спуска колонну труб снабжают герметизирующими втулками, количество которых соответствует количеству нефтенасыщенных интервалов пласта. Через сопла гидромониторного перфоратора выполняют группу перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта. Затем обратной промывкой вымывают из горизонтального ствола скважины отработанную жидкостно-песчаную смесь, далее перемещают колонну труб вниз и устанавливают перепускной клапан посередине нефтенасыщенного интервала пласта, напротив группы перфорационных отверстий, при этом герметизирующая втулка входит в муфту-кольцо. Сбрасывают бросовый элемент в колонну труб, создают гидравлическое давление в колонне труб, при этом втулка перепускного клапана смещается, сжимая пружину, открываются радиальные отверстия перепускного клапана и, не сбрасывая давления закачки, выполняют ГРП с последующим креплением трещин. По окончании крепления трещин проппантом в нефтенасыщенном интервале пласта удаляют проппант из горизонтального ствола скважины, далее перемещают колонну труб вверх до следующего нефтенасыщенного интервала пласта и повторяют вышеописанные операции, начиная с выполнения группы перфорационных отверстий в хвостовике и заканчивая удалением проппанта из горизонтального ствола скважины, по окончании многократного ГРП колонну труб с компоновкой извлекают из горизонтального ствола скважины. Технический результат заключается: в повышении надежности реализации способа; снижении трудоемкости и продолжительности проведения работ; повышении эффективности вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины; упрощении конструкции оборудования при реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Способ включает спуск в эксплуатационную колонну (ЭК) закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. Перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти. Заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель. Спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, располагая пробойники перфоратора в интервале карбонатного пласта с низким притоком. Пакер размещают над кровлей карбонатного пласта. Открывают затрубную задвижку и сажают пакер. Производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°. При давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки до 15,0 МПа. Через гидромониторные каналы пробойников производят размыв каверн в течение 15 мин. Продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта. Сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку. Извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта. По колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта. Обеспечиваются повышение эффективности размыва каверн, повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа. 5 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества определения геомеханических параметров. Способ включает определение геомеханических параметров. При этом по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований. Ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП. Технический результат заключается в: упрощении технологии определения эффективности проведения ГРП; снижении трудоемкости работ и затраты на проведение исследований; повышении точности исследований эффективности проведенного ГРП; улучшении оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород; увеличении дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. При этом предварительно определяют проницаемость и толщину пласта. В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта. Приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла. Причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. По завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой. Технический результат заключается в сохранении проводимости трещины после проведения ГРП при повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне труб с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины закачкой гидроразрывной жидкости с проппантом, стравливание давления из скважины, перед проведением ГРП в призабойную зону пласта закачивают воду плотностью 1000-1050 кг/м3 с расходом 1,0 м3/мин, затем закачкой гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель, по колонне труб в интервале пласта инициируют образование трещины разрыва, в два этапа производят развитие и крепление трещины разрыва, где на первом этапе в созданную трещину закачивают проппант фракции 30/60 меш, покрытый водонабухающей резино-полимерной композицией, концентрацией 600 кг/м3 в количестве 50-60% от общей массы проппанта с добавлением наполнителя стекловолокна в количестве 1,0% от веса проппанта, на втором этапе производят циклическую закачку проппанта крупной фракции 20/40 меш в количестве 20-25% от общей массы проппанта и мелкой фракции 40/70 меш, покрытого водонабухающей резино-полимерной композицией в количестве 20-25% от общей массы проппанта, циклическую закачку осуществляют равными порциями: 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 20/40 меш в 1 м3 сшитого геля, 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 40/70 меш в 1 м3 сшитого геля с увеличением концентрации проппанта в каждом цикле, начиная с концентрации 200 до 900 кг/м3, внутри каждого цикла между различными фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 100 кг/м3, а между циклами с одинаковыми фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 200 кг/м3, последний цикл закачки продавливают в трещину разрыва закачкой линейного геля в полуторакратном объеме колонны труб. Технический результат - исключение обводнения добывающей скважины через трещину, повышение проводимости трещины и надежность реализации способа, повышение устойчивости крепления трещины на ее поверхности. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП с образованием трещины разрыва с последующей циклической закачкой гелированной жидкости с проппантом, продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости с проппантом, предварительно перед проведением процесса ГРП производят тест-закачку, определяют давление смыкания горных пород, далее циклически проводят процесс ГРП, где каждый цикл состоит из пяти последовательных стадий: закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз, закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом, продавки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом в трещину разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва вязкостью 40 сПз; остановки закачки на время спада давления продавки ниже давления смыкания горных пород, излива отработанных гелированных жидкостей из трещины разрыва в емкость через штуцеры диаметрами 2, 4, 8 мм, причем с первого до предпоследнего цикла закачки на 3-й стадии производят перепродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину, а в последнем цикле на 3-й стадии производят недопродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину разрыва с оставлением проппанта в стволе скважины. Технический результат - упрощение технологии, повышение эффективности ГРП, увеличение охвата пласта трещинами разрыва с увеличением их проводимости. 4 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Бурят вертикальную нагнетательную скважину со вскрытием непроницаемого пропластка, перфорируют обсадную колонну в верхней и нижней частях продуктивного пласта и в непроницаемом пропластке, в вертикальной нагнетательной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка, осуществляют крепление трещины. Затем определяют направление развития трещины по азимуту и высоту трещины разрыва. Затем дополнительно бурят как минимум одну вертикальную нагнетательную скважину на расстоянии 150 м от первой вертикальной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению развития трещины разрыва. Бурение горизонтальной добывающей скважины осуществляют на расстоянии 5 м ниже забоев вертикальных нагнетательных скважин и перпендикулярно направлению трещин разрыва ГРП, осуществляют закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. При снижении дебита на 50% от первоначального значения осуществляют поинтервальные ГРП из горизонтальной добывающей скважины в интервалах между вертикальными нагнетательными скважинами с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием трещин, трещины разрыва крепят с применением утяжеленного проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб (ГТ) снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины. В продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами. Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта. Для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом. Для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта. А для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш. Затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва. Объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3. Причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции трещины от попутной и подошвенной воды; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; повышении качества крепления призабойной зоны пласта; снижении дополнительных затрат. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте, после чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 со сверхлегким проппантом плотностью 1050 кг/м3 фракции 40/80 меш массой 3 т с концентрацией 200 кг/м3, затем производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракции 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины при наличии выше продуктивного пласта глинистого прослоя и газоносного горизонта; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; сокращении продолжительности и трудоемкости технологического процесса реализации способа. 4 ил.

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

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 сначала со сверхлегким проппантом фракции 40/80 меш с концентрацией 200 кг/м3, а затем с кварцевым мелкозернистым песком с размером зерен 0,1-0,25 мм концентрацией 600 кг/м3. После чего производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракцией 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 800 кг/м3, последней порцией закачивают RCP-проппант с концентрацией 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; повышении качества крепления трещины в призабойной зоне пласта и исключении выноса проппанта в скважину при последующем освоении. 4 ил.

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной. Давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП. Каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер. Проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции. По окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины, далее производят посадку пакера для проведения следующего цикла. Повышается эффективность очистки, снижаются потери приемистости низкопроницаемых пластов, расширяются функциональные возможности способа независимо от наличия близкорасположенной добывающей скважины. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Способ включает бурение наклонно направленного ствола скважины через нефтенасыщенные пропластки, спуск обсадной колонны в скважину и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, перфорацию обсадной колонны в стволе скважины в интервале нефтенасыщенных пропластков, проведение многократного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в стволе скважины в направлении от забоя к устью закачкой по колонне труб жидкости разрыва и формированием в нефтенасыщенных пропластках трещин из ствола скважины с последующим их креплением проппантом. При этом на устье скважины колонну труб снизу оснащают гидропескоструйным перфоратором с самоцентрирующимися насадками в направлении главного максимального напряжения горной породы, а выше - якорем-центратором, спускают колонну труб в наклонно направленный обсаженный ствол до ближайшего к забою нефтенасыщенного пропластка. Выполняют гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенного пропластка в направлении главного максимального напряжения горной породы, не изменяя положения колонны труб, через гидропескоструйный перфоратор производят ГРП с образованием трещины разрыва с последующим креплением ее проппантом. Если при креплении трещины проппантом давление в межтрубье устанавливается свыше 80% величины давления смыкания обрабатываемого интервала пласта, то в межтрубье насосным агрегатом осуществляют подкачку жидкости с расходом 0,2-0,4 м3/мин. При давлении в межтрубье менее 80% давления смыкания подкачку жидкости в межтрубье не осуществляют. Многократные ГРП повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных пропластков, вскрытых наклонно направленным стволом скважины. По окончании многократного ГРП извлекают колонну труб с гидропескоструйным перфоратором и якорем-центратором из скважины. После чего вымывают проппант из наклонно направленного ствола скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности выработки отдельных слабо работающих нефтенасыщенных пропластков; повышении надежности реализации способа; упрощении и сокращении продолжительности проведения ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины, осуществляют гидравлический разрыв пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае гидравлический разрыв осуществляют с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при разработке залежи нефти массивного типа. Способ включает строительство добывающих и нагнетательных скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. При строительстве добывающих и нагнетательных скважин в них геофизическими методами определяют толщину продуктивного пласта. Производят спуск обсадных колонн в скважины и крепят обсадные колонны в скважинах цементированием. Во всех добывающих и нагнетательных скважинах делят толщину продуктивного пласта на три равные зоны и проводят перфорацию обсадных колонн скважин по всей толщине продуктивного пласта с диаметром отверстий 10 мм. Верхнюю зону обсадных колонн скважин перфорируют с плотностью 20 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, среднюю - 10 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, нижнюю - 5 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта. Производят гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва с различной полудлиной во всех добывающих и нагнетательных скважинах последовательно снизу вверх. В нижней зоне скважин создают трещину гидроразрыва с полудлиной 30-40 м, в средней - 50-70 м, в верхней зоне - 80-100 м. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки массивной нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Отбирают продукцию из добывающих скважин с анализом по дебиту. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту. Учитывают реальную эксплуатацию на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 месяца и текущие данные за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время циклического форсированного отбора продукции в течениие 2-3 месяцев из добывающих скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью с последующим восстановлением давления в этих скважинах. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции. Потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания. При этом, нагнетательные скважины оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения. Обеспечивает расширение области применения изобретения для различных условий и режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Регулирование режимов отбора из добывающих скважин включает повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидроразрыва продуктивного пласта и может быть применено для формирования в продуктивном пласте трещин гидроразрыва необходимых размеров. Способ включает закачку в пласт жидкости гидроразрыва с высокой скоростью и добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего наполнителя. При этом жидкость гидроразрыва закачивают 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. Добавление расклинивающего наполнителя в жидкость гидроразрыва производят порционно с возрастанием его концентрации в смеси с жидкостью гидроразрыва от 600 до 800 кг/м3. 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. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах. В способе гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающем перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - КНКТ с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину КНКТ, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном объему спущенной в скважину КНКТ плюс 0,2 м3. Технический результат - повышение эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальто-смолистые отложения, упрощение способа и защита эксплуатационной колонны. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин. При этом направленные гидравлические разрывы проводят только в рядах нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят анализ скорости обводнения продукции, по которому строят карты обводненности и определяют конфигурацию фронта вытеснения нефти водой. Причем, в разных нагнетательных скважинах, размещенных в рядах, изменяют объемы закачиваемого вытесняющего агента для обеспечения равномерного фронта высокого давления. Технический результат заключается в возможности оперативного регулирования продвижением фронта вытеснения нефти водой, а также исключении опасности преждевременного обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на завершающей стадии с использованием форсированного режима. Обеспечивает снижение материальных затрат и повышение коэффициента извлечения нефти за счет возможности воздействия на всю залежь и обеспечения контроля добываемой продукции - нефти. Сущность изобретения: по способу разработку ведут в три этапа. На первом этапе производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяют в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводят на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта залежи. В добывающих скважинах поддерживают забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа определяют до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени. Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключают добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижают забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливают. 3 ил., 1 табл.
(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает разработку нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, причем на первом этапе разработки нефтегазовой залежи гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. С целью задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин, для чего гидравлический разрыв пласта в скважинах осуществляют в два этапа, при которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант. Технический результат заключается в повышении эффективности способа в различных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей. 6 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти. Обеспечивает снижение материальных затрат и повышение коэффициента извлечения нефти за счет возможности воздействия на все месторождение. Сущность изобретения: по способу разработку ведут в три этапа. На первом производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяют в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводят на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения. В добывающих скважинах поддерживают забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа определяют до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени. Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов - раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключают добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижают забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах производят форсированный отбор жидкости, снижая забойное давление ниже давления насыщения на 30-40%. Останавливают добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх