Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта


 


Владельцы патента RU 2510456:

Макеева Наталья Ивановна (RU)

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых, газоконденсатных и метаноугольных месторождений. Технический результат - повышение эффективности процесса выполнения гидроразрыва продуктивного пласта и создание условий, позволяющих сократить интенсивность выноса твердых механических примесей из продуктивного пласта в ствол скважины. Сущность изобретения: в продуктивном пласте бурят два параллельных друг другу боковых горизонтальных ствола, которые размещают в одной вертикальной плоскости. После перфорирования в верхнем горизонтальном стволе устанавливают скважинный фильтр, а в нижнем - перфорированный хвостовик. Затем осуществляют спуск в основной ствол скважины лифтовой колонны с пакером и установку последнего между верхним и нижним горизонтальными стволами. Перед проведением гидроразрыва продуктивного пласта затрубное пространство скважины оборудуют на устье регулируемым дросселем и герметизируют. Момент образования трещины между верхним и нижним горизонтальными
стволами определяют по скачкообразному увеличению давления в затрубном пространстве скважины. После образования трещины давление в затрубном пространстве скважины снижают при помощи регулируемого дросселя. Дальнейшую закачку несущей жидкости с проппантом и продавочной жидкости осуществляют при созданном на устье противодавлении. После закачки продавочной жидкости последовательно проводят разрядку скважины, срыв пакера и промывку основного ствола скважины. Размер ячеек скважинного фильтра должен быть меньше среднего диаметра частиц проппанта, используемого при гидроразрыве продуктивного пласта 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых, газоконденсатных и метаноугольных месторождений.

Известен способ проведения локального направленного гидравлического разрыва продуктивного пласта [1]. Согласно данному способу из необсаженного ствола скважины с помощью сейсмического зондирования методом рассеянных волн в продуктивном пласте определяют напряженные зоны. Бурение двух параллельных, расположенных один под другим боковых горизонтальных стволов (БГС), в продуктивном пласте осуществляют вдоль оси главных напряжений сжатия горного массива. При этом расстояние между БГС выбирают из условия обеспечения их устойчивости, а также возможности проведения вертикального гидроразрыва продуктивного пласта по всей протяженности БГС с ориентацией распространения искусственно создаваемых трещин навстречу друг другу.

К основным недостаткам известного способа можно отнести значительные затраты времени на выполнение сейсмического зондирования из необсаженного ствола скважины и последующей обработки полученных результатов.

Известен способ локально направленного гидроразрыва продуктивного пласта [2]. Указанный способ предусматривает бурение из обсаженного ствола вертикальной скважины в направление предполагаемого сосредоточения запасов углеводородов двух параллельных друг другу БГС небольшого диаметра. Затем в скважину спускают лифтовую колонну, нижний конец которой оборудован пакером, который устанавливают в стволе скважины над продуктивным пластом, т.е. выше расположения БГС. Далее осуществляют гидроразрыв продуктивного пласта путем закачки через лифтовую колонну технологической жидкости под давлением одновременно в оба БГС, после чего созданную в пласте трещину закрепляют с помощью проппанта.

Основным недостатком известного способа является высокая вероятность нерегулируемого распространения трещины в вертикальном направлении, что ограничивает возможность применения этого метода в продуктивных пластах с подошвенной водой, а также при наличии близко расположенных к продуктивному пласту водонасыщенных горизонтов с перемычками малой мощности.

Наиболее близким к заявленному способу по технической сущности (т.е. прототипом) можно считать способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта [3]. Согласно упомянутому способу, из основного ствола вертикальной скважины в заданном направлении бурят два параллельных друг другу БГС, которые размещаются в продуктивном пласте в одной вертикальной плоскости. В основной ствол скважины спускают перфораторы и с их помощью осуществляют направленную перфорацию БГС, в результате которой перфорационные каналы оказываются расположенными в плоскости, проходящей через оба БГС, и ориентированными навстречу друг другу. После этого в оба БГС под давлением закачивают жидкость разрыва, а затем жидкость-носитель с проппантом. В результате этого в продуктивном пласте между двумя БГС образуется искусственно созданная трещина, закрепленная проппантом.

К недостаткам известного способа следует отнести высокую вероятность нерегулируемого распространения создаваемой трещины в вертикальном направлении, обусловленную необходимостью одновременного нагнетания в оба БГС под давлением жидкости разрыва, а затем жидкости-носителя с проппантом. Кроме того, в процессе последующей эксплуатации скважины в оба БГС, а затем и в основной ствол скважины начнет поступать значительное количество твердых механических примесей (в т.ч. частиц породы, проппанта и др.), которые будут выноситься из продуктивного пласта с потоком пластового флюида.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении эффективности процесса выполнения гидроразрыва продуктивного пласта с целью образования вертикальной высокопроницаемой трещины, не выходящей за его границы, а также в создании условий, позволяющих сократить интенсивность выноса твердых механических примесей из продуктивного пласта в ствол скважины.

Технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта, включающем бурение из основного ствола вертикальной скважины верхнего и нижнего БГС, размещенных в продуктивном пласте параллельно друг другу в одной вертикальной плоскости, установку перфораторов в обоих БГС, проведение их перфорирования в указанной плоскости и в направлении навстречу друг к другу, закачку под давлением в верхний и нижний БГС жидкости разрыва и несущей жидкости с проппантом, при этом после несущей жидкости с проппантом осуществляют закачку под давлением продавочной жидкости, причем после перфорирования в верхнем БГС устанавливают скважинный фильтр, а в нижнем - перфорированный хвостовик, при этом после их размещения осуществляют спуск в основной ствол скважины лифтовой колонны с пакером и установку последнего между верхним и нижним БГС, причем перед проведением гидроразрыва продуктивного пласта затрубное пространство скважины оборудуют на устье регулируемым дросселем и герметизируют, а момент образования трещины между верхним и нижним БГС определяют по скачкообразному увеличению давления в затрубном пространстве скважины, после чего указанное давление снижают при помощи регулируемого дросселя и дальнейшую закачку несущей жидкости с проппантом и продавочной жидкости осуществляют при созданном на устье противодавлении, причем после закачки продавочной жидкости последовательно проводят разрядку скважины, срыв пакера и промывку основного ствола скважины, при этом размер ячеек скважинного фильтра должен быть меньше среднего диаметра частиц проппанта, используемого при гидроразрыве продуктивного пласта.

Технический результат также достигается за счет того, что:

- перфорирование выполняют с помощью гидроструйного перфоратора, который образует в каждом из БГС продольную врубочную щель;

- на наружной поверхности скважинного фильтра и перфорированного хвостовика устанавливают центрирующие элементы;

- на концах скважинного фильтра и перфорированного хвостовика, обращенных в сторону основного ствола скважины, устанавливают заколонные пакеры;

- после установки пакера в основном стволе уменьшают плотность жидкости в затрубном пространстве скважины, причем снижение плотности жидкости в затрубном пространстве скважины осуществляют путем организации обратной циркуляции при помощи перепускного клапана, устанавливаемого в составе лифтовой колонны над пакером.

На чертеже (фиг.1) представлена технологическая схема реализации способа образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта.

Предложенный способ реализуется следующим образом.

Из обсаженного и зацементированного основного ствола 1 вертикальной скважины осуществляют строительство в продуктивном пласте 2 двух параллельных и расположенных в одной вертикальной плоскости БГС (верхнего 3 и нижнего 4). Перед началом бурения определяют азимутальное направление проводки БГС, а также оптимальные значения их протяженности и расстояния (по вертикали) между ними.

В пробуренные БГС спускают перфораторы (к примеру, кумулятивного типа) и с их помощью создают перфорационные каналы 5, которые располагаются в вышеупомянутой вертикальной плоскости и направлены навстречу друг другу. В случае использования гидропескоструйного перфоратора, в каждом БГС вместо указанных перфорационных каналов 5 может быть образована достаточно глубокая, продольно расположенная врубочная щель (на чертеже не показана).

После перфорирования в верхнем БГС 3 размещают скважинный фильтр 6, который, как правило, состоит из нескольких соединенных между собой секций. Каждая секция представляет собой патрубок со сквозными радиальными каналами (или осевыми пазами), снаружи которого размещен одно- или многослойный фильтроэлемент. Указанный фильтроэлемент не должен пропускать частицы проппанта, используемого при гидроразрыве продуктивного пласта 2, т.е. размер ячеек фильтроэлемента должен быть меньше среднего диаметра частиц проппанта.

В нижнем БГС 4, пробуренном в продуктивном пласте 2, размещают перфорированный хвостовик 7. В случае, когда вероятность обрушения стенок нижнего БГС 4 отсутствует, последний может быть оставлен необсаженным.

При выборе оптимального диаметра сквозных отверстий в перфорированном хвостовике 7 следует учитывать, что он должен составлять не менее шести средних диаметров частиц проппанта, используемого в процессе гидроразрыва продуктивного пласта 2. Практический опыт подтверждает, что в данном случае концентрацию проппанта в несущей жидкости можно увеличивать, не опасаясь закупорки сквозных отверстий в перфорированном хвостовике 7.

На наружной поверхности скважинного фильтра 6 и перфорированного хвостовика 7, которые размещаются соответственно в верхнем 3 и нижнем 4 БГС, устанавливают центрирующие элементы 8. Кроме того, на концах скважинного фильтра 6 и перфорированного хвостовика 7, обращенных в сторону основного ствола 1 скважины, целесообразно разместить заколонные пакеры 9.

Если участок основного ствола 1 скважины, находящийся ниже подошвы продуктивного пласта 2, имеет значительную протяженность, то его перед проведением гидроразрыва, как правило, отсекают с помощью установки цементного моста 10 (или мостовой пробки и др.).

В основной ствол 1 скважины спускают лифтовую колонну 11, нижний конец которой оборудован пакером 12. Пакер 12 размещают в основном стволе 1 скважины между верхним 3 и нижним 4 БГС, за счет чего достигается их надежное разобщение. При этом верхний БГС 3 оказывается гидравлически связан с затрубным пространством 13 скважины, а нижний БГС 4 - с внутренней полостью лифтовой колонны 11.

На боковом отводе устьевого оборудования 14, связанном с затрубным пространством 13 скважины, устанавливают регулируемый дроссель 15, который присоединен к выкидной линии (на чертеже не показана).

В практических условиях при выполнении гидроразрыва продуктивного пласта 2 достаточно часто с целью облегчения условий работы пакера 12 стараются увеличить давление над ним в затрубном пространстве 13 скважины. Это достигается за счет либо утяжеления плотности жидкости в затрубном пространстве 13 скважины, либо за счет создания в последнем избыточного давления. Однако в предлагаемом изобретении (в том случае, когда позволяют условия проведения гидроразрыва продуктивного пласта 2) следует поступить наоборот, т.е. в максимально возможной степени снизить плотность жидкости в затрубном пространстве 13 скважины. Для этого после установки пакера 12 в основном стволе 1 скважины, необходимо путем обратной циркуляции заменить жидкость, заполняющую затрубное пространство 13, на жидкость меньшей плотности. С этой целью в составе лифтовой колонны 11 следует заранее предусмотреть установку перепускного клапана 16, предназначенного для сообщения затрубного пространства 13 скважины с внутренней полостью лифтовой колонны 11.

Перепускной клапан 16 размещают над пакером 12. Открытие перепускного клапана 16 осуществляют путем создания в затрубном пространстве 13 скважины избыточного давления, которое превышает величину давления во внутренней полости лифтовой колонны 11.

Гидроразрыв продуктивного пласта 2 осуществляют с помощью спущенной в основной ствол 1 скважины лифтовой колонны 11, оснащенной пакером 12, при герметизированном затрубном пространстве 13. По лифтовой колонне 11 в нижний БГС 4 под давлением закачивают расчетный объем жидкости разрыва. Момент образования трещины в продуктивном пласте 2 между нижним 4 и верхним 3 БГС фиксируют на устье по резкому (скачкообразному) росту давления в затрубном пространстве 13 скважины. После этого регулируемый дроссель 15 плавно приоткрывают, обеспечивая тем самым возможность выхода жидкости из затрубного пространства 13 скважины в выкидную линию. Требуемую величину противодавления на устье скважины, необходимую для создания в продуктивном пласте 2 искусственной трещины заданной ширины, поддерживают за счет изменения площади проходного сечения регулируемого дросселя 15.

Вслед за жидкостью разрыва в лифтовую колонну 11 нагнетают расчетный объем несущей жидкости с проппантом. Несущая жидкость вначале поступает в нижний БГС 4, затем по трещине - в верхний БГС 3 и далее по затрубному пространству 13 скважины поднимается к устью. После прохождения через регулируемый дроссель 15 несущая жидкость направляется в выкидную линию. На заключительном этапе гидроразрыва организуют закачку в лифтовую колонну 11 расчетной порции продавочной жидкости, которая вытесняет из ее внутренней полости остатки несущей жидкости с проппантом.

Поскольку размер ячеек фильтроэлемента не позволяет частицам проппанта проходить через него, то во внутреннюю полость скважинного фильтра 6 поступает только жидкость, а проппант распределяется снаружи него. Основной объем проппанта, после завершения закачки продавочной жидкости в лифтовую колонну 11, оказывается размещенным: в нижнем БГС 4; в трещине, созданной в продуктивном пласте 2; в кольцевом пространстве между наружной поверхностью скважинного фильтра 6 и внутренней поверхностью верхнего БГС 3.

Достаточно очевидно, что вокруг скважинного фильтра 6, установленного в верхнем БГС 3, после завершения гидроразрыва продуктивного пласта 2 образуется дополнительный, в достаточной степени однородный и уплотненный, пропантовый фильтр, который в дальнейшем будет выполнять те же функции, что и гравийный фильтр, широко используемый при эксплуатации нефтяных, газовых и водяных скважин.

После окончания закачки продавочной жидкости в лифтовую колонну 11 незначительная часть проппанта остается в основном стволе 1 скважины и со временем оседает на цементный мост 10.

Вслед за проведением контролируемой разрядки скважины осуществляют срыв пакера 12, затем лифтовую колонну 11 извлекают на поверхность. Если перед гидроразрывом продуктивного пласта 2 в основном стволе 1 был установлен цементный мост 10 (или мостовая пробка и др.), то его разбуривают, а в завершение тщательно промывают основной ствол 1 скважины.

В результате выполненного комплекса работ верхний 3 и нижний 4 БГС оказываются связанными между собой высокопроницаемой вертикальной трещиной, которая искусственно создана в продуктивном пласте 2 с помощью гидроразрыва.

На заключительном этапе в основной ствол 1 скважины спускают выбранную компоновку подземного оборудования и размещают ее на расчетной глубине. Дальнейшее освоение и эксплуатацию скважины осуществляют в соответствии с планом выполнения работ.

Источники информации

1. Патент РФ №2335628, Е21В 43/26 и Е21В 43/17, опубл. 10.10.2008 г.

2. Ю.А.Иконников и Р.Г.Рамазанов «Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов, получившие развитие на месторождениях ОАО «Лукойл».-Журнал «Интервал», №7 (114), 2008, с.50.

3. Патент РФ №2176021, Е21В 43/26 и Е21В 43/17, опубл. 20.11.2001 г.

1. Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта, включающий бурение из основного ствола вертикальной скважины верхнего и нижнего боковых горизонтальных стволов, размещенных в продуктивном пласте параллельно друг другу в одной вертикальной плоскости, установку перфораторов в обоих боковых горизонтальных стволах, проведение их перфорирования в указанной плоскости и в направлении навстречу друг к другу, закачку под давлением в верхний и нижний боковые горизонтальные стволы жидкости разрыва и несущей жидкости с проппантом, отличающийся тем, что после несущей жидкости с проппантом осуществляют закачку под давлением продавочной жидкости, причем после перфорирования в верхнем боковом горизонтальном стволе устанавливают скважинный фильтр, а в нижнем - перфорированный хвостовик, при этом после их размещения осуществляют спуск в основной ствол скважины лифтовой колонны с пакером и установку последнего между верхним и нижним боковыми горизонтальными стволами, причем перед проведением гидроразрыва продуктивного пласта затрубное пространство скважины оборудуют на устье регулируемым дросселем и герметизируют, а момент образования трещины между верхним и нижним боковыми горизонтальными стволами определяют по скачкообразному увеличению давления в затрубном пространстве скважины, после чего указанное давление снижают при помощи регулируемого дросселя и дальнейшую закачку несущей жидкости с проппантом и продавочной жидкости осуществляют при созданном на устье противодавлении, причем после закачки продавочной жидкости последовательно проводят разрядку скважины, срыв пакера и промывку основного ствола скважины, при этом размер ячеек скважинного фильтра должен быть меньше среднего диаметра частиц проппанта, используемого при гидроразрыве продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перфорирование выполняют с помощью гидроструйного перфоратора, который образует в каждом из боковых горизонтальных стволов продольную врубочную щель.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на наружной поверхности скважинного фильтра и перфорированного хвостовика устанавливают центрирующие элементы.

4. Способ по пп.1 и 3, отличающийся тем, что на концах скважинного фильтра и перфорированного хвостовика, обращенных в сторону основного ствола скважины, устанавливают заколонные пакеры.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что после установки пакера в основном стволе уменьшают плотность жидкости в затрубном пространстве скважины.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что уменьшение плотности жидкости в затрубном пространстве скважины осуществляют путем организации обратной циркуляции при помощи перепускного клапана, устанавливаемого в составе лифтовой колонны над пакером.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны АСПО и мехпримесями.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к керамическому проппанту и к способу его изготовления, а также к способу гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является снижение плотности и повышение стойкости к разрушению проппанта.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

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.

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.

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.
Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для гидродинамического воздействия на угольный пласт и глубокой его дегазации. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на слабопроницаемый угольный пласт и повышение объемов извлечения из него газа. Способ воздействия на угольный пласт включает проведение скважины в угольном пласте, обсадку ее устья, нагнетание жидкости в пласт угля в статическом и импульсном режимах, подключение скважины к дегазационному трубопроводу и извлечение газа. При этом нагнетание жидкости в пласт угля в статическом режиме осуществляют до и после гидроимпульсного воздействия на угольный пласт. Причем до гидроимпульсного воздействия жидкость нагнетают до давления, равного давлению газа в пласте, а после гидроимпульсного воздействия - при давлении жидкости, равном давлению гидроразрыва угольного пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для формирования в породных массивах сплошных трещин нужных размеров и формы. Устройство включает полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями. На концах корпуса установлены шланги, на корпус надета втулка из эластичного материала с радиальными отверстиями. Радиальные отверстия на корпусе и эластичной втулке не совпадают, на свободном от корпуса конце нижнего шланга установлена заглушка. Шланги и корпус с надетой на него втулкой из эластичного материала размещены в колонне втулок со скошенными вовнутрь торцами. На колонну втулок надета эластичная оболочка, на которой установлен рукав из проницаемого для жидкости материала и заполнен сыпучим веществом, отвердевающим при взаимодействии с жидкостью. Втулки со скошенными краями выполнены меньшей длины, чем расстояние между шлангами. Вещество, которым заполнен рукав, при отвердевании расширяется. Технический результат заключается в возможности ориентированного разрыва горных пород в глубоких скважинах на участках, подверженных действию высоких напряжений, способных разрушать стенки скважины, без предварительного создания инициирующих полостей. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 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 горной промышленности и может быть применено для дегазации угольных пластов. Способ включает создание полости в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в шпуре и воздействия на пласт низкочастотными импульсами давления при увеличении давления жидкости в скважине. Циклическое увеличение и снижение давления жидкости создают через гидравлический мультипликатор, установленный на устье, причем поршень меньшей площади рабочей поверхности гидравлического мультипликатора воздействует на жидкость, заполняющую шпур, на поршень большей площади рабочей поверхности воздействуют сжатым газом, объем порции жидкости, закачиваемой в пласт, определяют длиной хода гидравлического мультипликатора, давление и скорость закачки жидкости в пласт регулируют за счет давления сжатого газа, отношения площадей рабочих поверхностей поршней гидравлического мультипликатора и скорости подачи сжатого газа. Технический результат заключается в развитии сети трещин пласта вокруг скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к устройствам для термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважин продуктами горения, выделяющимися при горении твердотопливных зарядов. Устройство содержит ряд безкорпусных канальных твердотопливных зарядов из баллиститного топлива, собираемых с опорой на торцевые поверхности при помощи геофизического кабеля, проходящего через осевой канал всех зарядов и элементов крепления. Одновременное воспламенение всех зарядов обеспечивается двумя воспламеняющими зарядами, установленными по торцам устройства, все применяемые заряды имеют отношение длины заряда к диаметру их канала равным 50:1. На внешних торцах воспламеняющих зарядов установлены детали, исключающие вращение геофизического кабеля относительно этих зарядов при вертикальном подъеме и спуске устройства в скважину. Участок геофизического кабеля, проходящий через канал всех зарядов и примыкающий к нему участок такой же длины со стороны верхнего заряда термоизолированы тиокольным герметиком. На одном из торцов каждого заряда четырех цилиндрических твердотопливных выполнены вставки, покрытые по наружной поверхности составом, препятствующим горению. На боковую поверхность зарядов наклеены «сухари» из листового полимерного материала. Использование изобретения позволяет повысить эффективность добычи нефти и газа. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии получения керамических магнезиальнокварцевых проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Техническим результатом изобретения является повышение выхода товарных фракций товара. Способ изготовления магнезиальнокварцевого проппанта включает приготовление шликера, введение в полученный шликер водорастворимого связующего вещества, каплеобразование путем вибрационного воздействия на ламинарную струю основной частотой, отверждение капель в водном растворе закрепляющего вещества и последующий обжиг. Причем при изменении реологических свойств ламинарной струи шликера на нее оказывают дополнительное вибрационное воздействие с частотой, отличной от основной, до получения заданного качества каплеобразования. 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл., 1 ил.
Настоящее изобретение касается способа изготовления пеностеклянного гранулята. Техническим результатом изобретения является снижение водопоглощения изделий. Способ изготовления гранулята из пеностекла включает подготовку исходных материалов из смеси, содержащей от 80 % до 95 % стекла и от 5 % до 20% гидрата жидкого стекла с долей кристаллизационной воды от 1 до 2 % по массе от доли твердого вещества, причем гидрат жидкого стекла играет роль вспенивающего агента, и никакой другой вспенивающий агент в качестве исходного материала не подготавливают; размол стекла; смешивание исходных материалов; гранулирование размолотых исходных материалов с получением гранулята-сырца; смешивание гранулята-сырца с разделяющим агентом, доля которого составляет от 10 % до 40 % смеси, включающей в себя гранулят-сырец и разделяющий агент; нагревание смеси, включающей в себя гранулят-сырец и разделяющий агент, до температуры обработки, которая по меньшей мере так же высока, как и минимальная температура спекания стекла, сниженная гидратом жидкого стекла, и меньше, чем температура плавления стекла, чтобы на первой частичной стадии закрыть поры на поверхности зерен гранулята-сырца, а на второй частичной стадии высвободить кристаллизационную воду из гидрата жидкого стекла и вызвать ее температурное расширение, благодаря чему зерна гранулята-сырца вспучиваются и образуют гранулят из пеностекла; охлаждение гранулята из пеностекла. 3 н. и 11 з. п. ф-лы.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания. Способ обработки подземной формации включает получение жидкости для обработки, включающее смешивание водной базовой жидкости и сшиваемого загущающего органического полимера, растворимого в водной базовой жидкости, гидратирование жидкости для обработки, получение сшивающей композиции на основе бората, содержащей боратный сшивающий агент, имеющий указанную выше растворимость; получение раствора модификатора сшивания, содержащего 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания; смешивание сшивающей композиции и раствора модификатора сшивания; добавление этой смешанной композиции к гидратированной жидкости и доставку жидкости для обработки в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля сшивания при меняющихся рН и в широком интервале температур в формации. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 пр., 13 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для проведения многократного гидравлического разрыва пласта в зонально-неоднородных пластах. Способ включает определение направления естественной трещиноватости породы и ее максимального главного напряжения, изоляцию интервала разрыва в горизонтальном стволе скважины, проведение гидроразрыва в изолированном интервале, крепление трещины разрыва. Горизонтальную скважину с длиной горизонтальной части не менее 200 м выбирают, либо бурят в направлении, являющемся биссектрисой меньшего угла между вектором естественной трещиноватости и вектором максимального главного напряжения породы. При превышении длины Ln каждого интервала вдоль ствола скважины более 50 м на нем проводят N=Ln/100 ступеней гидроразрыва пласта, где N округляют до целого числа. Первоначально ступень гидроразрыва пласта проводят на интервале с наименьшей проницаемостью, жидкость гидроразрыва закачивают с расходом 1-3 м3/мин, в качестве которой используют последовательно сшитый гель и линейный гель в соотношении 2:1 соответственно, а продавку жидкости с пропантом осуществляют технологической жидкостью с плотностью, равной плотности пластовой воды данного пласта. При этом трещины разрыва в каждом из интервалов крепят фракциями пропанта, которые выбирают из условия обеспечения равенства продолжительности выработки отдельных интервалов пласта с различной проницаемостью по теоретической зависимости. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва зонально-неоднородных коллекторов. 2 ил.
Наверх