Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта


 


Владельцы патента RU 2496001:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

(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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем создания сети добывающих и нагнетательных скважин, проведения через них гидроразрыва пласта, нагнетания вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора флюида через добывающие скважины (Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1974 г., с.451-461).

Недостатком способа является то, что в процессе разработки месторождения не проводится управление ориентацией направления раскрытия трещины гидроразрыва в пласте, что впоследствии не позволяет оптимально реализовать процесс вытеснения в нефтенасыщенном коллекторе нефти нагнетаемой в пласт водой и тем самым обеспечить высокие коэффициенты вытеснения нефти из пласта и охвата его заводнением.

Также известен способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений (патент RU №2297525, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 20.04.2007, Бюл. №11), включающий гидроразрыв пласта и образование продуктивных изолиний, осуществление обустройства скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнением циклов исследований профилей приемистости и притоков в нагнетательных и добывающих скважинах в первоначальных продуктивных изолиниях, определение геометрических параметров конечного непродуктивного участка при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистости и притоков, выполнение тампонажа для образования нового участка первой продуктивной изолинии с последующими операциями исследований и тампонажа до полной выработки пласта.

Недостатком данного способа является низкая технико-экономическая эффективность, обусловленная сложностью и трудоемкостью его выполнения.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 27.08.1999), включающий закачивание через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, осуществление ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки, проведение ГРП комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, отбор пластового флюида через эксплуатационные скважины, проектирование и реализацию ГРП на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, согласование этой информации с геофизическими исследованиями, задание направления трещин гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, увеличение периода эффективной работы трещин гидроразрыва закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, невозможность управления ориентацией трещины путем задания зенитных и азимутальных углов проводки ствола скважин;

- во-вторых, недостаточная эффективность способа на различных нефтегазовых залежах, отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Техническими задачами заявляемого изобретения являются:

- повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи за счет упрощения способа;

- создание трещин гидроразрыва в заданном азимутальном направлении;

- повышение эффективности способа на различных нефтегазовых залежах, отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Поставленная техническая задача решается способом разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь.

Новым является то, что гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем 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, причем при снижении дебитов добывающих скважин на 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв на всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости.

Также новым является то, что при совпадении направления рядов добывающих и нагнетательных скважин с направлением минимальных напряжений в пласте, слагающем нефтегазовую залежь, гидравлический разрыв в скважинах осуществляют в два этапа, в которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант, с целью искусственного изменения поля напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин для задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин.

Также новым является то, что при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

Также новым является то, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи, а в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Разрабатывают нефтегазовую залежь путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента (например, ПАВ). Производят отбор пластовых флюидов через добывающие скважины.

В случае, когда эффективность разработки нефтегазовых залежей отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород оказывается недостаточно эффективной, проектируют и осуществляют гидравлический разрыв пласта комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь.

Для этого выбирают эксплуатационный объект или отдельную часть нефтегазоносной залежи, технико-экономические показатели разработки которого (которой) требуют улучшения.

На первом этапе разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта ГРП проводят во всех добывающих скважинах, расположенных на данном эксплуатационном объекте или отдельной части нефтегазоносной залежи. Причем одновременно с проведением ГРП, 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 направление развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, т.е. фактически определяют направления минимальных напряжений в пласте.

Например, если ряды добывающих и нагнетательных скважин расположены в направлении с севера на юг, а направление минимальных напряжений в пласте, определенное с помощью геофизических методов, описанных выше, также проходит с севера на юг, то согласно последним теоретическим и практическим исследованиям в области гидравлического разрыва пластов (см., например: монография - M.J.Economides, K.G.Nolte, Reservoir stimulation: Schlumberger Educational Services, 3rd edition, 1998 г.) первоначальные трещины ГРП будут развиваться в плоскости, перпендикулярной направлению минимальных напряжений в породах, слагающих нефтегазовый пласт, т.е. преимущественно с запада на восток соответственно. Для переориентации трещин ГРП параллельно рядам добывающих и нагнетательных скважин в северо-южном направлении гидроразрыв проводят в два этапа.

На первом этапе искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта - ПЗП, для чего проводят первичный ГРП с закачкой крепителя трещин (например, кварцевый песок по ГОСТ 22551-77) с последующим тампонированием (например, тампонажным портландцементом по ГОСТ 1581-96).

При проведении первичного ГРП образуется трещина ГРП, плоскость которой будет направлена перпендикулярно направлению минимальных напряжений в породах, слагающих нефтегазовый пласт, т.е. преимущественно с запада на восток соответственно.

В результате проведения первичного ГРП порода, слагающая ПЗП, деформируется и раздвинется в западно-восточном направлении, изменяя тем самым поле напряжений в области развития трещины. Т.е. порода, слагающая нефтегазовый пласт в области развития трещины ГРП, сожмется в западно-восточном направлении, в результате чего величина минимального напряжения в направлении с запада на восток станет больше значения величины минимального напряжения с севера на юг.

Закрепление созданной трещины ГРП кварцевым песком с последующим тампонированием портландцементом приведет к переориентации поля напряжений в области развития трещины ГРП. Направление минимальных напряжений в ПЗП станет перпендикулярным первоначальному, т.е. переориентируется с северо-южного направления на западно-восточное.

На практике это будет означать, что последующий гидравлический разрыв пласта, осуществляемый на данной скважине, будет инициировать образование трещины ГРП в направлении, перпендикулярном первоначальной трещине ГРП, т.е. в направлении с севера на юг.

На втором этапе проводят гидравлический разрыв пласта с закачкой крепителя трещин (например, проппанта следующих фракций 12/18, 16/30, 20/40 меш по ГОСТ Р 51761-2005) с образованием трещины ГРП, параллельной направлению добывающих и нагнетательных рядов.

При снижении дебитов добывающих скважин на 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости (см., например: патенты RU №2128770, SU №1309645).

В случае, когда пласты, слагающие коллектор нефтегазоносной залежи, низкопроницаемые (проницаемость менее 10 мД), трещины гидроразрыва создают узкими по ширине и протяженными по длине. В случае, когда пласты, слагающие коллектор нефтегазоносной залежи, высокопроницаемые (проницаемость более 100 мД), трещины гидроразрыва создают широкими по ширине и короткими по длине.

Например, для пластов с проницаемостью менее 10 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с полудлиной свыше 60 м и шириной в продуктивной части до 2-3 мм, а для пластов с проницаемостью более 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с полудлиной до 30 м и шириной в продуктивной части от 5 до 10 мм.

Для создания трещин ГРП с полудлиной свыше 60 м и шириной в продуктивной части до 2-3 мм в коллекторах с проницаемостью менее 10 мД гидравлический разрыв проводят по обычной технологии с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 10-20% от общего объема жидкости разрыва и при постоянном расходе жидкости разрыва (см., например: монография - Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: - Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, 1985, - 61 с.).

Для создания трещин ГРП с полудлиной до 30 м и шириной в продуктивной части от 5 до 20 мм в коллекторах с проницаемостью свыше 100 мД гидравлический разрыв проводят с применением технологий концевого экранирования (например, таких как TSO или Frac-Pack - фирменные названия технологий) с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва (см., например: патенты US №6837309 и US №6938693).

При выполнении первоначального этапа разработки нефтегазовой залежи и при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

Применение гидравлического разрыва пласта при разработке нефтегазовой залежи влияет на эффективность выработки запасов в целом по участку. В однородном по проницаемости пласте максимальный КИН достигается при проведении ГРП в застойной области пласта.

В результате применения предложенного способа разработки дополнительная добыча нефти по участку составила 25 тыс.тонн.

Применение данного способа разработки нефтегазовых залежей позволяет повысить технико-экономическую эффективность за счет упрощения способа, создать трещины разрыва с нужным азимутальным направлением, а также повысить эффективность способа в различных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей.

1. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, причем проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта проводят комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь, отличающийся тем, что первоначально гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем 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, причем при снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при совпадении направления рядов добывающих и нагнетательных скважин с направлением минимальных напряжений в пласте, слагающем нефтегазовую залежь, гидравлический разрыв пласта в скважинах осуществляют в два этапа, в которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант, с целью искусственного изменения поля напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин для задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений, в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи.

6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к способу и устройству для проведения гидроразрыва пластов. Устройство подачи текучей среды имеет датчик, обнаруживающий пробки (дротики, шары, и т.д.), проходящие через инструмент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей, черной промышленности: нефтяные, газовые, водозаборные, нагнетательные скважины, а также к области взрывного дела, и предназначено для комплектования пороховых генераторов давления, в первую очередь бескорпусных, предназначенных осуществлять разрыв и термогазохимическую обработку призабойной зоны пласта газообразными продуктами горения с целью интенсификации добычи полезных ископаемых.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Устройство для термогазогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин содержит геофизический кабель с кабельной головкой и состоит из блока дистанционного контроля с гамма-датчиком, приборной головки, переводника, корпуса для размещения газогенерирующего заряда и автономного регистрационного блока.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинной сейсморазведки. .

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта. Способ обработки подземного пласта включает введение в пласт первой жидкости, содержащей первый агент-загуститель - АЗ, закачивание второй жидкости, загущенной вторым АЗ, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна жидкость содержит активируемый химический деструктор - ХД, разрушающий АЗ только другой жидкости, а другая - содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или комплексообразующий агент - КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с - существенно ниже, чем вязкости жидкостей. Способ гидроразрыва пласта включает закачивание в пласт жидкости разрыва, содержащей первый АЗ, жидкости-носителя, загущенной вторым АЗ и содержащей суспензию проппанта, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна из них содержит активируемый ХД, разрушающий АЗ только другой, а другая содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - увеличение продуктивности скважин. 2 н. и 34 з.п. ф-лы, 2 пр.,7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. Бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вверх с выходом в нефтяную залежь и вниз с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции. При прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин. 1 ил.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта. По другому варианту способ, включающий вышеуказанное, где очищенный участок включает, по меньшей мере, некоторое количество очищенных маршрутов движения потоков. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение размещения и эксплуатации качеств консолидирующих агентов. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится, в общем, к области бурения стволов скважин через подземные геологические пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам и системам для создания гидроразрывов в геологических пластах во время бурения таких пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ заключается в гидроразрыве ствола скважины с использованием буровой колонны и включает этапы, на которых осуществляют: спуск бурильной колонны в ствол скважины; закачку текучей среды, по меньшей мере, в один внутренний проход в бурильной колонне и кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и бурильной колонной; измерение, по меньшей мере, одного из параметров давления и температуры текучей среды вблизи нижнего конца бурильной колонны; передачу данных измерений на поверхность, по существу, одновременно с измерением; и передачу сигналов управления от контроллера в буровую колонну для выполнения, по меньшей мере, одного из следующего: надувание пакера, выкачивание пакера, закупоривание потока текучей среды и инициирование кумулятивных зарядов. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности - для увеличения притоков, повышения производительности новых скважин после некачественно проведенной перфорации, для загрязненных в процессе эксплуатации скважин, а также для реанимации старых скважин. Оно также может применяться для дегазации угольных пластов, для промышленной добычи метана, для добычи твердых полезных ископаемых методом выщелачивания, а также для увеличения производительности водонапорных скважин. Обеспечивает повышение безопасности способа обработки призабойной зоны пласта и его эффективности за счет уменьшения деформации твердотопливного заряда. Сущность изобретения: способ включает создание избыточного давления в скважине путем воздействия на пласт газообразными продуктами горения твердотопливного заряда. Согласно изобретению при длительном высокотемпературном воздействии на твердотопливный заряд при спуске его в скважину твердотопливный заряд используют с жестким сгораемым картузом, в состав которого входят следующие компоненты, мас.%: термореактивная полимерная композиция - 30…37; пироксилиновое волокно - 18…22; взрывчатое вещество - 42…48 и сверх 100%: спирт этиловый - 10; смачиватель - 0,1. 1 ил., 1 пр.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для газового и химического воздействия на призабойную зону пласта с увеличением ее проницаемости и притоков, а также и в других областях. Обеспечивается повышение надежности работы устройства при повышенных температурных воздействиях. Сущность изобретения: устройство содержит кабель-трос, бескорпусной цилиндрический твердотопливный заряд с воспламенителем и оснастку. Согласно изобретению твердотопливный заряд закрыт жестким сгораемым картузом, обеспечивающим уменьшение деформации заряда при повышенных температурах в скважине и выделение дополнительного количества энергии. В состав жесткого сгорающего картуза входят следующие компоненты, масс.%: термореактивная полимерная композиция - 30…37; пироксилиновое волокно - 18…22; взрывчатое вещество - 42…48 и сверх 100%: спирт этиловый - 10, смачиватель - 0,1. 1 ил.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях. Согласно способу предварительно создают матрицу взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины гидроразрыва пласта. Инициируют процесс гидроразрыва пласта. Осуществляют измерение действительных исходных параметров образующейся трещины гидроразрыва. Осуществляют поиск и получение по матрице прогнозируемого приращения траектории трещины в зависимости от действительных исходных параметров образующейся трещины. Измеряют действительное приращение траектории образующейся в процессе гидроразрыва трещины. Осуществляют сравнение действительного приращения траектории образующейся трещины с прогнозируемым приращением траектории трещины. При этом в случае их расхождения осуществляют изменение действительных исходных параметров образующейся трещины. Техническим результатом является повышение эффективности и точности управления процессом ГРП. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях. Согласно способу предварительно создают матрицу взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины гидроразрыва пласта. Инициируют процесс гидроразрыва пласта. Осуществляют измерение действительных исходных параметров образующейся трещины гидроразрыва. Осуществляют поиск и получение по матрице прогнозируемого приращения траектории трещины в зависимости от действительных исходных параметров образующейся трещины. Измеряют действительное приращение траектории образующейся в процессе гидроразрыва трещины. Осуществляют сравнение действительного приращения траектории образующейся трещины с прогнозируемым приращением траектории трещины. При этом в случае их расхождения осуществляют изменение действительных исходных параметров образующейся трещины. Техническим результатом является повышение эффективности и точности управления процессом ГРП. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
Наверх