Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта

(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.

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.

Наверх