Способ освоения нефтяных и газовых скважин



Способ освоения нефтяных и газовых скважин

 


Владельцы патента RU 2527419:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании, ремонте и реконструкции скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа.

Известен способ обработки призабойной зоны с последующим освоением скважины (патент РФ №2196226, E21B 43/27, опубл. 10.01.2003), включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), доставку на забой кислоты, вынос шлама и вызов притока газа. Кислоту доставляют на забой, в зону перфорации, в саморазрушающемся контейнере, которая, разъедая его или вытекая через отверстие нижнего торца, вступает в реакцию с отходами на забое и карбонатной породой в пласте, вспенивая жидкость и обеспечивая ее вынос. Над контейнером в НКТ устанавливают безопорный пакер, который распакеровывают над перфорацией эксплуатационной колонны, обеспечивая локальное действие кислоты в скважине. Недостатком данного способа является снижение продуктивности скважины, обусловленное необходимостью глушения скважины для спуска в скважину НКТ с пакером. Кроме того, доставка кислоты на забой скважины в саморазрушающемся контейнере технически затруднена.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (патент РФ №2304710, E21B 43/27, опубл. 20.08.2007), в котором разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии. Недостатком известного решения является низкая эффективность при обработке призабойной зоны скважины, т.к. в этом случае для полного охвата воздействием кислоты всей длины вскрытого пласта необходимо глушить скважину и спускать НКТ с пакером до забоя, что требует применения дорогостоящего оборудования. Необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (20 - 30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Кроме того, используемая в известном решении кислотная эмульсия не содержит газовой фазы, т.е. не является кислотной пеной, и будет поглощаться отдельными наиболее проницаемыми пропластками продуктивного пласта, что не позволит обработать весь интервал вскрытия пласта, особенно при обработке горизонтальных скважин.

Известные способы освоения скважин при их заканчивании и ремонте, в частности, при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, либо не обеспечивают проектного дебита, либо требуют для освоения длительного времени, особенно при заканчивании и ремонте горизонтальных скважин, а также требуют применения установок по спуску и подъему труб в скважине.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа освоения нефтяных и газовых скважин путем пенокислотной обработки продуктивного пласта, позволяющего сократить время освоения скважин, в т.ч. наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию. В качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, причем пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо - 25,0; соль КСl - 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12-1,0-1,5; кислоту НСl - 10,0 и воду - остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии.

На чертеже показана схема размещения в скважине кислотной пены, продавочной жидкости и высоковязкой разделительной жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве при освоении скважины предлагаемым способом.

В табл.1 приведены результаты исследования влияния концентрации дизельного топлива в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.2 - результаты исследования влияния концентрации ПАВ в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.3 - результаты исследования влияния концентрации соли в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

В табл.4 - результаты исследования влияния концентрации кислоты в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину через межтрубное пространство 1 между зацементированной эксплуатационной колонной 2 и лифтовыми трубами 3 закачивают продавочную жидкость, в качестве которой используют или воду, или раствор полимера, или водный раствор солей. Продавочная жидкость вытесняет из скважины через лифтовые трубы 3 буровой раствор, нефть или газ (если скважина не заглушена). Затем с целью разделения продавочной жидкости и кислотной пены, для предотвращения их перемешивания, вводят в скважину высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м), выполняющую функцию жидкого пакера, в качестве которой используют полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. Затем закачивают кислотную пену, при этом уровень кислотной пены будет располагаться выше кровли 5 пласта. После этого вновь закачивают высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м3). Кислотную пену продавливают продавочной жидкостью в интервал вскрытия продуктивного пласта и далее в лифтовые трубы 3. В результате лифтовые трубы 3 и межтрубное пространство 1 скважины на одинаковой глубине hпр (чертеж) заполняются продавочной жидкостью, ниже которой располагается высоковязкая разделительная жидкость высотой hв (чертеж), а еще ниже - кислотная пена. Кислотная пена вступает в химическое взаимодействие со шламовой дюной 6, стенками открытого ствола 7 скважины и зоной кольматации 8 призабойной зоны пласта (ПЗП). Кислотную пену готовят на дневной поверхности путем прокачки пенообразующей эмульсии (ПОЭ) и инертного газа (или газа из соседней скважины) через пеногенератор. В отдельных случаях кислотную пену можно получать за счет самогенерации при нагревании ПОЭ на забое скважины, что происходит при температуре пласта выше 75°C. Кислотную пену приготавливают из расчетного объема ПОЭ, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта (внутренний объем эксплуатационной колонны 2 за вычетом объема металла спущенных в этот интервал лифтовых труб 3). Для приготовления кислотной пены используют ПОЭ следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо 25,0
Соль KCl 10,0
ПАВ 1,0-1,5
Кислота HCl 10,0
Вода Остальное

В качестве ПАВ используют неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98). Технологические параметры ПОЭ определяют лабораторным способом путем сравнения показателей кратности (Кп) и устойчивости (Уп) для пен, приготовленных газированием различных составов ПОЭ. Кратность кислотной пены определяется как отношение объема пены (Vп) к объему ПОЭ. Устойчивость кислотной пены определяется величиной, обратной времени вытекания 50% объема ПОЭ из пленочного каркаса пены. Оптимальным считается состав ПОЭ, из которого получают пену со значениями: Кп от 2,4 до 3,7; Уп от 4,0°10-2 до 5,68°10-2 (1/с). Кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, которую разделяют с кислотной пеной высоковязкой разделительной жидкостью 4. Создают депрессионное воздействие на пласт (ΔРдеп), которое составляет не более 15% от величины скелетных напряжений (разность между горным и пластовым давлениями), посредством выбора необходимых плотностей кислотной пены, продавочной и вязкоупругой разделительной жидкостей.

Δ Р д е п = ( Р п л Р з а б ) = 0,10 ( Р г о р Р п л ) ÷ 0,15 ( Р г о р Р п л ) , ( 1 )

где Рпл, Рзаб, Pгор соответственно пластовое, забойное, горное давления, измеренные на глубине кровли 5 продуктивного пласта. Выбор величины депрессионного давления осуществляют в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Закрывают на устье скважины задвижки 9 и 10 в лифтовых трубах 3 и в межтрубном пространстве 1 соответственно, и проводят технологическую выдержку, для чего выдерживают скважину в статическом состоянии не менее 3 ч для получения притока пластового флюида. При отсутствии притока, что определяют по неизменному избыточному давлению на устье в межтрубном пространстве 1 и лифтовых трубах 3, создают репрессионное воздействие на пласт. Указанное воздействие создают путем закачки в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 дополнительно продавочной жидкости до достижения величины давления начала проникновения кислотной пены в ПЗП. После снижения давления на устье скважины, что свидетельствует о проникновении кислотной пены в ПЗП, повторяют закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 до достижения величины первоначального избыточного давления и обеспечивают стабилизацию избыточного устьевого давления на первоначальном уровне. Установление постоянного давления продавочной жидкости на устье скважины свидетельствует о завершении процесса проникновения кислотной пены в ПЗП. Открывают задвижки 9 и 10 и сбрасывают устьевое давление до величины атмосферного путем выпуска продавочной жидкости в сборную емкость. Таким образом плавно создается депрессия на ПЗП за счет расширения кислотной пены. Рост избыточного давления на устье скважины свидетельствует о притоке пластового флюида. При отсутствии притока создают чередующиеся циклы депрессии и репрессии несколько раз (обычно не более трех раз), при этом технологическую выдержку увеличивают до 6 ч для более длительного воздействия кислотной пены на ПЗП. После освоения скважины через отверстия фильтра-хвостовика 11 продукты реакции шлама с кислотной пеной выносятся на дневную поверхность через задвижки 9 и 10.

Предлагаемый способ не требует применения нестандартного технологического оборудования и может быть реализован с использованием серийно выпускаемых установок, в том числе для капитального и текущего ремонта скважин со спущенными в них НКТ, при наличии насосного агрегата, азотно-компрессорной станции и приемных емкостей.

Пример осуществления способа.

Осваивали наклонно-направленную газовую скважину на ПХГ, имеющую следующие параметры:

Глубина кровли продуктивного пласта (Нкр) 814 м
Пластовое давление 10,8 МПа
Горное давление 22,0 МПа
Пластовая температура (Тпл) 26°C

Конструкция скважины:

- эксплуатационная колонна ⌀ 168,3 мм - на глубину кровли пласта (по длине 1026 м);

- лифтовые трубы ⌀ 114,0 мм - на глубину кровли пласта;

Объем скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта - 3,74 м3;

Интервал вскрытия продуктивного пласта (длина) 814÷1026 м;

Статическая репрессия на пласт при его вскрытии согласно требованиям ПБ 08-624-03 для скважин глубиной до 1200 м должна быть выше пластового давления не менее чем на 10%.

Определили депрессию на пласт при освоении скважины согласно требованиям ПБ 08-624-03:

ΔРдеп=0,10(Ргорпл)÷0,15(Ргорпл)=(0,10÷0,15)·(22,0-10,8)≈1,12÷1.68 МПа, т.е. для создания циклов депрессий необходимо создавать давление кислотной пеной на кровле пласта от 9,12 МПа до 9,68 МПа. Для дальнейших расчетов выбрали минимальную расчетную депрессию: ΔРдеп=1,12 МПа.

Закачали в скважину через межтрубное пространство продавочную жидкость, плотность которой ρж=1460 кг/м3. Такая плотность позволяет обеспечить заданное 10%-ное противодавление на глубине кровли продуктивного пласта. После получения циркуляции из лифтовых труб закачали в межтрубное пространство скважины 0,5 м3 высоковязкой разделительной жидкости, в качестве которой использовали водный раствор полимера с условной вязкостью не менее 120 с.

На устье скважины (поскольку температура пласта 26°C) приготовили кислотную пену. Использовали пенообразующую эмульсию следующего состава, мас.%:

Дизельное топливо 25
Соль KCl 10
ПАВ неонол АФ 9-12 1,5
Кислота HCl 10
Техническая вода Остальное

Объем ПОЭ, необходимый для обработки ПЗП в интервале вскрытия горизонтального ствола, составляет 3,74 м3. Степень газирования пенообразующей эмульсии αпоэ приняли равной 20. Кислотную пену приготавливали подачей азота путем прокачки азотно-компрессорной установкой типа ТГА-10/251 производства компании «ТЕГАС» (г. Краснодар). Расход азота при этом составляет 10 м3/мин при давлении нагнетания 25 МПа. Расход ПОЭ для получения кислотной пены составляет 0,5 м3/мин.

Закачали через межтрубное пространство в скважину кислотную пену в объеме, по пенообразующей эмульсии, 3,74 м3, после чего закачали 0,5 м3 вязкоупругой разделительной жидкости. Кислотную пену продавили в интервал вскрытия продуктивного пласта продавочной жидкостью, причем суммарный объем продавочной жидкости и вязкоупругой жидкости составил 14,0 м. Затем межтрубное пространство и лифтовые трубы закрыли и проводили технологическую выдержку скважины для установления статического равновесия столбов жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве. Провели три технологических выдержки по три часа. Далее освоили скважину. После увеличения давления в лифтовых трубах, что свидетельствовало о притоке пластового флюида, в межтрубное пространство скважины закачивали газ из соседней скважины и вытесняли продавочную и вязкоупругую разделительную жидкости в приемную емкость, а кислотную пену - в другую приемную емкость. Отработали и исследовали скважину на пяти режимах, после чего передали ее в эксплуатацию.

Степень освоения скважины определяли по величине удельной продуктивности скважины до и после ее обработки. Удельная продуктивность - это продуктивность, отнесенная к одному метру вскрытой толщины (длины) продуктивного пласта:

К п р о д = Q ( P п л 2 P з а б 2 ) L п р ,

где Кпрод - удельный коэффициент продуктивности;

Q - дебит скважины;

Рпл и Рзаб - пластовое и забойное давление соответственно; Lпр - вскрытая толщина (длина) продуктивного пласта.

Реализация предлагаемого способа на данной наклонно-направленной газовой скважине позволила увеличить удельную продуктивность более чем в 4 раза.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность освоения нефтяных и газовых скважин за счет уменьшения времени воздействия кислотной пены на пласт и за счет отсутствия необходимости применения дорогостоящего оборудования, а также обеспечивает повышение продуктивности скважин за счет увеличения интервала обработки, в т.ч. в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Таблица 1
№ п/ п Состав ПОЭ, масс.% Параметры кислотной пены
Vп, см3 Кп Уп, 1/сек
1 20% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+58,5% вода 420 2,1 6,16·10-2
2 25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+53,5% вода 480 2,4 5,68·10-2
3 30% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+48,5% вода 460 2,3 3,32·10-2
4 35% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+43,5% вода 435 2,18 2,97·10-2
5 40% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+10% HCl+38,5% вода 400 2,0 1,98·10-2

Таблица 2

№ п/п Состав ПОЭ, масс.% Параметры кислотной пены
Vп, см3 Кп Уп, 1/сек
1 0,5% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+54,5% вода 550 2,75 5,88·10-2
2 1,0% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+54% вода 740 3,70 4,0·10-2
3 1,5% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+53,5% вода 680 3,40 4,61·10-2
4 2,0% ПАВ+25% ДТ+10% KCl+10% HCl+53% вода 430 2,15 1.13·10-2
Таблица 3
№ п/п Состав ПОЭ, масс.% Параметры кислотной пены
Vп, см3 Кп уп, 1/сек
1 6,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+57,5% вода 476-710 2,38-3,55 (4,0-5,27)·10-2
2 8,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+55,5% вода 430-620 2,15-3,1 (3,9-5,38)·10-2
3 10,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+53,5% вода 480-740 2,4-3,7 (4,0-5,68)·10-2
4 12,0% KCl+25% ДТ+1,5% ПАВ+10% HCl+51,5% вода 370-520 1,85-2,6 (3,7-4,92)·10-2
Таблица 4
№ п/п Состав ПОЭ, масс.% Параметры кислотной пены
Vп, см3 Кп уп, 1/сек
1 5,0% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+58,5% вода 520-670 2,6-3,35 (4,3-5,63)·10-2
2 10% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+53,5% вода 480-740 2,4-3,7 (4,0-5,68)·10-2
3 15% HCl+25% ДТ+10% KCl+1,5% ПАВ+48,5% вода 410-570 2,05-2,85 (3,7-5,43)·10-2

Способ освоения нефтяных и газовых скважин, включающий обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, отличающийся тем, что последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, причем пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо - 25,0; соль КСl - 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 - 1,0-1,5; кислоту НСl - 10,0 и воду - остальное, степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта, закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение проницаемости и продуктивности в среднем на 42% с одновременным упрощением и удешевлением способа обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

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

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

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 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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ включает стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).
Наверх