Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины



Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

 


Владельцы патента RU 2526062:

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

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Обеспечивает повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спуско-подъемных операций при осуществлении гидравлического разрыва пласта с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга. Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины включает формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом. Гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью спуском колонны труб. В качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце. Посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины, формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом. Для закрепления проппанта в прискважинной зоне, по окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонку труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м3 закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб, после чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором, затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен гидравлический разрыв пласта, после чего колонну труб извлекают из скважины, аналогичным образом производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины. По окончании гидравлического разрыва пласта колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем гидромониторной насадкой, спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою. Далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах.

Известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (Исследование факторов и реализация мер долговременной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Обработка призабойной зоны пласта химическими методами и физическими методами/ Басарыгин Ю.Н. [и др]. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2004. - кн.1 - с.173), в котором для разрыва пласта спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах - НКТ - пакер, который изолирует фильтр, установленный в стволе, в том числе горизонтальном, скважины, в требуемом месте гидроразрыва, наиболее удаленном от вертикального ствола скважины, от остальной части скважины, и осуществляют гидроразрыв, формируя трещину в данном интервале, затем в этом же стволе скважины устанавливают пакер перед фильтром, расположенным ближе к вертикальному стволу, чем указанный выше фильтр, и осуществляют гидроразрыв интервала, формируя следующую трещину, при этом фильтр перекрыт проппантовой пробкой, указанные выше операции повторяют и при разрыве интервала через фильтр, последовательно приближаясь к вертикальному стволу.

Недостатки способа:

- во-первых, в процессе проведения многократного поинтервального гидроразрыва производят переустановку пакера в различных интервалах фильтра горизонтального ствола скважины, при этом возникают сложности при распакеровке якорного узла пакера, поскольку гидравлический разрыв пласта производят под высоким давлением;

- во-вторых, при перемещениях пакера по горизонтальному стволу скважины возможно повреждение уплотнительного элемента пакера и, как следствие, потеря герметичности пакера при последующей посадке, что приводит к дополнительным спускоподъемным операциям и ревизии пакера.

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2013 г., Бюл. №2), включающий спуск пакера в скважину на колонне труб, с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. При этом определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главною напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта - ГРП - от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш до 16/30 меш, если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш. По окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях.

Недостатки способа:

- во-первых, невозможность реализации способа в слабосцементированных породах пласта, поскольку зерна проппанта, заполняющие трещину в прискважинной зоне, не закреплены между собой, поэтому после закрепления трещин проппантом в слабосцементированных породах пласта при последующем стравливании давления из скважины в горизонтальный ствол скважины произойдет вынос зерен проппанта, который приведет к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин пласта в прискважинной зоне, что снизит эффективность реализации способа:

- во-вторых, сложная конструкция сдвоенных пакеров, а также сложности при посадке и распакеровке этих пакеров в скважине;

- в-третьих, низкая надежность, связанная с возможностью потери герметичности одного из сдвоенных пакеров, поскольку при высоких давлениях (до 40 МПа) практически невозможно обеспечить герметичность обоих пакеров при гидроразрыве пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (патент RU №2362010, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.07.2009 г., Бюл. №20), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины. Первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра. Причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину химического состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м3 воды.

Недостатки данного способа:

- во-первых, невозможно реализовать способ в слабосцементированных породах пласта, поскольку зерна проппанта, заполняющие трещину в прискважинной зоне, не закреплены между собой, поэтому после закрепления трещин проппантом в слабосцементированных породах пласта при последующем стравливании давления из скважины в горизонтальный ствол скважины произойдет вынос зерен проппанта, который приведет к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин пласта в прискважинной зоне, что снизит эффективность реализации способа;

- во-вторых, при вымывании полимерной корки жидкость будет «уходить» в вымываемый интервал, при этом в других интервалах фильтра полимерная корка вымоется лишь частично, возможно закупорив отверстия фильтра, или не вымоется вовсе, что будет препятствовать притоку нефти в горизонтальный ствол скважины в процессе последующей эксплуатации и снизит эффективность проведенного гидравлического разрыва пласта (ГРП);

- в-третьих, длительная продолжительность проведения ГРП, обусловленная тем, что пакер устанавливается в вертикальном стволе скважины, а ГРП проводится поинтервально в зависимости от проницаемости пласта, поэтому при необходимости проведения ГРП через фильтр в средней части горизонтального ствола скважины необходимо изолировать части фильтра в «пятке» и «носке» закачкой химического состава с образованием полимерной корки, проведением ГРП в средней части фильтра с последующим вымыванием полимерного состава из части фильтров к «пятке» и «носке» горизонтального ствола скважины. В дальнейшем этот процесс повторяется для участка фильтра горизонтального ствола скважины, имеющего большую проницаемость;

- в-четвертых, проппантовая пробка, которой заполняют горизонтальный ствол скважины, не обеспечивает полной герметичности при проведении гидроразрыва в других интервалах горизонтальной скважины, так как впитывает в себя жидкость в процессе осуществления ГРП;

- в-пятых, малая эффективность установки полимерной корки, так как после гидроразрыва пласта производят стравливание давления, в процесс чего полимерная корка выдавливается в горизонтальный ствол скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спускоподьемных операций при осуществлении ГРП с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга.

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом.

Новым является то, что гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью спуском колонны труб, при этом в качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце, а посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины, формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом, причем для закрепления проппанта в прискважинной зоне, по окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонну труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м3 закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб, после чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором, затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен гидравлический разрыв пласта, после чего колонну труб извлекают из скважины, аналогичным образом производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины, по окончании гидравлического разрыва пласта колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем - гидромониторной насадкой, спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою, далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку.

На фигурах 1, 2, 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Способ реализуют следующим образом.

Гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе 1 (см. фиг.1) скважины 2 производят поинтервально в направлении от забоя 3 к устью 4 последовательным спуском на колонне труб 5 проходных разбуриваемых пакеров 6', 6"…6n и посадкой их перед каждым участком фильтра 7', 7"…7n в горизонтальном стволе 1 скважины 2.

Производят формирование трещин 8 закачкой жидкости гидроразрыва с последующим креплением трещин 8 закачкой жидкости-носителя с проппантом 9.

В качестве колонны труб 5 используют колонну гибких труб, например, диаметром 60 мм с разбуриваемым пакером на конце. Применение колонны гибких труб позволяет сократить продолжительность проведения спускоподьемных операций при проведении ГРП.

В качестве жидкости гидроразрыва используют гелированную жидкость разрыва - линейный гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 г.

В качестве проппанта 9 используют, например, проппант фракций 20-40 меш, который изготавливают по ГОСТ P 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускают на Боровичевском комбинате огнеупоров (г.Боровичи, Республика Беларусь).

В качестве проходного разбуриваемого пакера используют, например, пакер ПРК-ЯМ, выпускаемый ООО «Нефтяник» (г. Бугульма. Республика Татарстан).

Применение разбуриваемых пакеров обеспечивает герметичное отсечение интервалов фильтра после проведения в них ГРП, поэтому стравливание избыточного давления, возникающего в процессе ГРП, происходит в пласт, а не в ствол скважины, а это исключает вынос проппанта в горизонтальный ствол скважины.

По окончании закачки жидкости-носителя с проппантом по колонне труб 5 скважины 2 производят закачку закрепляющего состава 10 из расчета 0.5 м3 на 1 м. Для закрепления проппанта 9 в прискважинной зоне скважины 2 применяют любой известный закрепляющий состав 10, например описанный в патенте RU №2172814, Е21В 33/138, опубл. 27.08.2001 г.). Состав содержит следующие компоненты, вес.%:

- тампонажный цемент - 50;

- песок (фракция 0,3-1,5 мм) - 10;

- ракушечник (фракция 0,7-1,5 мм) - 10;

- соль (хлористый натрий, фракция 2-3 мм) - 10;

- неионогенное ПАВ (дисолван 4411) - 0.5-1;

- вода - остальное (до растекаемости раствора 18-20 см по конусу АЗНИИ).

Объем закрепляющего состава определяют из расчета 0,5 м3 на 1 м длины одного из фильтров 7', 7"…7n. Например, при длине фильтра 7', равного 10 м, готовят 5 м3 закрепляющего состава 10, который закачивают в колонну труб 5 скважины 2.

Применение данного закрепляющего состава обеспечивает создание проницаемого для пластовых флюидов фильтра за счет вымывания из проплата соли и образования сообщающихся проницаемых каналов.

Проницаемость проппанта с закрепляющим составом может быть дополнительно увеличена проведением кислотной обработки с целью растворения ракушечника.

Далее продавливают закрепляющий состав 10 из колонны труб 5 с помощью продавочной жидкости через отверстия 11 ниппеля 12 разбуриваемого пакера 6' и фильтр 7' в прискважинную зону скважины 2 в полуторном объеме колонны труб 5, например объем колонны труб 6 составляет 5 м3, тогда полуторный объем колонны труб 5 будет составлять: 5 м3·1,5=7,5 м3.

В качестве продавочной жидкости используют, например, пресную воду плотностью 1180 кг/м3.

Применение закрепляющего состава позволяет повысить надежность и эффективность реализации способа в слабосцементированных породах и исключает вынос проппанта в горизонтальный ствол скважины в процессе ГРП и при последующей эксплуатации скважины.

Устье скважины 2 герметизируют устьевым сальником 13, а затрубное пространство 14 скважины 2 сообщают с гидроаккумулятором 15.

Затем, не снижая гидравлического давления, возникшего в колонне труб 5 в процессе продавки, например 30 МПа, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом ниппель 12 с отверстиями 11 поднимается выше разбуриваемого пакера 6' (см. фиг.1). В результате отверстия 11 ниппеля 12 сообщаются с затрубным пространством 14 скважины 2, при этом гидроаккумулятор 15 воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве 14 скважины 2, а ниппель 12 герметично перекрывает проходное отверстие разбуривамого пакера 6' (см. фиг.2), вследствие чего разбуриваемый пакер 6' герметично отсекает участок фильтра 7', в котором проведен гидравлический разрыв пласта от горизонтального ствола 1 скважины 2. Колонну труб 5 извлекают из скважины 2.

Аналогичным образом последовательно производят поинтервальный ГРП в следующих участках фильтров 7"…7n (см. фиг.2) горизонтального ствола 1 скважины 2. Для этого производят спуск на колонне труб 5 разбуриваемых пакеров 6"…6n и их посадку соответственно перед участками фильтров 7"…7n.

Производят формирование трещин 8'…8n закачкой жидкости гидроразрыва с последующим креплением трещин 8'…8n закачкой жидкости-носителя с проппантом 9 и закреплением проппанта 9 в прискважинной зоне закрепляющим составом 10, как описано выше.

По окончании ГРП во всех участках фильтров 7', 7"…7n горизонтального ствола 1 скважины 2 колонну бурильных труб (на фиг.1, 2, 3 не показана) на устье 4 (см. фиг.2) оснащают сначала разбуриваемым инструментом, например долотом (на фиг.1, 2, 3 не показано), а затем гидромониторной насадкой с отверстиями (на фиг.1, 2, 3 не показана), напротив которых в гидромониторной насадке герметично устанавливают втулку с посадочным седлом (на фиг.1, 2, 3 не показано) под сбрасываемый с устья шар, втулку фиксируют срезным винтом.

Спускают колонну бурильных труб в скважину 2 (см. фиг.2) и разбуриванием, например, долотом от устья к забою удаляют пакеры 6', 6"…6n и закрепляющий состав 10 из горизонтального ствола 1 скважины 2, Затем отсекают разбуриваемый инструмент. Для этого в колонну бурильных труб сбрасывают шар (на фиг.1, 2, 3 не показан), который садится на посадочное седло втулки, установленной в гидромониторной насадке. В колонне бурильных труб создают избыточное давление, которое приводит к разрушению срезного элемента и перемещению втулки вниз под действием избыточного давления. В результате открываются отверстия в гидромониторной насадке.

Далее подачей жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением, например, со скоростью 10 об/мин и перемещением от забоя к устью, например, со скоростью 0,05 м/с производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров 7', 7"…7n (см. фиг.3).

По периметру фильтров 7', 7"…7n направленным потоком (струей жидкости) через гидромониторную насадку вымывают с внутренней поверхности и отверстий фильтров 7', 7"…7n остатки стружки, проппанта, смолы до тех пор, пока на устье не перестанут выходить вымываемые остатки (определяют визуально по выходу прозрачной жидкости на устье 4 скважины 2).

Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет повысить надежность и эффективность реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сократить продолжительность проведения спускоподъемных операций при осуществлении ГРП с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом, отличающийся тем, что гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью спуском колонны труб, при этом в качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце, а посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины, формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом, причем для закрепления проппанта в прискважинной зоне, по окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонку труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м3 закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб, после чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором, затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен гидравлический разрыв пласта, после чего колонну труб извлекают из скважины, аналогичным образом производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины, по окончании гидравлического разрыва пласта колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем гидромониторной насадкой, спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою, далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70%, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к способам гидроразрыва продуктивного пласта и может быть применено для формирования в продуктивном пласте трещин гидроразрыва необходимых размеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб - КТ с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в этой зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя - ГЖ-Н динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м3 в каждой порции ГЖ-Н, продавку в пласт технологической жидкостью, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины, по КТ поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают ГЖ-Н с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют Ж-Н для проппанта на водной основе, а Ж-Н для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по КТ закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме КТ, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 ч, затем стравливают давление через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию КТ в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины. Технический результат - повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважин после проведения ГРП. 9 пр.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена. Также описан способ получения такого материала, включающий получение смеси олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена путем смешивания дициклопентадиена с метакриловыми эфирами и полимерными стабилизаторами, представленными в п.2 формулы изобретения, нагрева этой смеси до температуры 150-220°C и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°С. В полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена последовательно вводят радикальный инициатор и катализатор, представленные в п.2 формулы изобретения. Далее в полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры. Технический результат заключается в повышении термопрочности материала проппанта, обеспечивающего прочность на сжатие не менее 150 МПа при температуре не ниже 100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 36 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в скважине устанавливают с упором на забой летучку, перекрывающую изношенную часть эксплуатационной колонны, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, интервал продуктивного пласта перфорируют, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке, закачивают объем проппанта, достаточный для качественного проведения гидроразрыва при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 ил.

Изобретение относится к стимуляции скважин, проникающих в подземные пласты и, более конкретно, к стимуляции скважин с использованием пластинчатых расклинивающих наполнителей типа слюды при гидроразрывах пласта. Обеспечивает повышение эффективности гидроразрыва за счет использования расклинивающих агентов с высоким сопротивлением раздавливанию, низким вдавливанием и высокой мобильностью. Сущность изобретения: способ обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включает: (a) нагнетание загущенной буровой жидкости, (b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, (c) нагнетание отклоняющего материала, (d) повторение этапов (а)-(с), по меньшей мере, один раз. При этом пластинчатые частицы составляют от 20 до 100% масс. расклинивающего агента, а их толщина составляет от 1 до 500 микрон. 8 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл., 7 ил.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды. Способ получения устойчивой пены из водных жидкостей путем объединения указанных водных жидкостей с газом в присутствии углеводородных жидкостей с помощью указанного выше пенообразователя. Способ удаления нагрузки по жидкости из газовых скважин включает добавление в газовые скважины пенообразователя, полученного указанным выше способом, и удаление из этих скважин устойчивой пены, как только она образуется. Способ разрыва с помощью пены при операциях бурения включает добавление пенообразователя, полученного по указанному выше способу, в скважину во время ее бурения. Способ подъема образовавшихся жидкостей на поверхность нефтяных скважин включает добавление в эти скважины, имеющие жидкости, пенообразователя, полученного указанным выше способом, и подъем на поверхность этих скважин образовавшихся жидкостей после их соединения с указанным пенообразователем. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в присутствии больших количеств углеводородов. 5 н. и 18 з. п. ф-лы. 7 табл., 6 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. При этом в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ - так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта. Герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной ГТ, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части: жидкость разрыва и жидкость-носитель - и производят поочередную закачку жидкости разрыва и жидкости-носителя с проппантом в 5 циклов равными порциями. Для закачки используют проппант с плотностью меньшей и большей, чем плотность жидкости-носителя. В один цикл производят одновременную закачку жидкости-носителя с проппантом двумя равными порциями: по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом меньшей плотности, чем жидкость носитель, а жидкость-носитель с проппантом большей плотности, чем жидкость-носитель, закачивают по колонне ГТ. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб пакера, проведение гидроразрыва в первом интервале, образование проппантной пробки, проведение гидроразрыва второго интервала. Для получения экранирующей проппантной пробки производят резкое увеличение концентрации закачиваемого проппанта до 1100 кг/м3 и образование искусственной остановки закачки за счет увеличения гидравлического сопротивления. Объем закачанной смеси с повышенной концентрацией рассчитывают с учетом необходимости перекрытия фильтровой части первого интервала после деструкции сшитого геля и полного осаждения проппанта в стволе скважины. По окончании работ по гидравлическому разрыву на первой зоне производят выдержку на время деструкции и полного осаждения недопродавленного проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва.

Изобретение относится к способу осуществления гидроразрыва. Технический результат заключается в оптимизации создаваемых напряжений от гидроразрыва из разнесенных мест вдоль ствола скважины. В способе осуществления гидроразрыва подземной среды помещают множество скользящих муфт в скважине, проходящей в подземные среды, причем скользящие муфты помещают в разнесенных местах вдоль скважины и выполняют с возможностью управления после размещения в скважине в любой заданной последовательности, перемещают множество сигнальных устройств по линии управления, размещенной в скважине, причем каждое из сигнальных устройств открывает, по меньшей мере, одну из множества скользящих муфт, и осуществляют гидроразрыв подземных сред в любой заданной последовательности в разнесенных местах вдоль скважины, проходящей в подземные среды, при этом скользящие муфты используют при осуществлении гидроразрыва и оставляют их в скважине при осуществлении гидроразрыва. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Скважину оборудуют дополнительной эксплуатационной колонной, межтрубное пространство цементируют. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по дополнительной эксплуатационной колонне при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины, при давлении ниже допустимого на дополнительную эксплуатационную колонну и при поддержании малого расхода жидкости разрыва. Технический результат заключается в обеспечении возможности интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной. 1 табл.
Наверх