Способ интенсификации работы скважины


 


Владельцы патента RU 2527913:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины с дефектной эксплуатационной колонной.

Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горногеологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невозможность проведения процесса гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной.

В предложенном изобретении решается задача повышения качества интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой.

Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, согласно изобретению при наличии дефектной эксплуатационной колонны скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм, пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м.

При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин.

Сущность изобретения

Проведение стандартного гидроразрыва пласта в скважине с дефектной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой меньшего, чем эксплуатационная колонна диаметра, установленной без упора на забой, технически невозможно. Стандартное размещение пакера с колонной насосно-компрессорных труб над интервалом перфорации невозможно по причине невозможности прохождения пакерующих устройств, предназначенных для посадки в эксплуатационной колонне основного диаметра (146, 168 мм), через сужение в виде установленной цементируемой летучки малого диаметра без упора на забой. Во многих же случаях на скважинах с указанной нестандартной конструкцией метод гидроразрыва пласта - единственный эффективный метод интенсификации трудноизвлекаемых запасов. В предложенном изобретении решается задача обеспечения технической возможности проведения гидроразрыва пластов в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой. Задача решается следующим образом.

При интенсификации работы скважину оборудуют в соответствии с фиг.1. На фиг.1 представлена 1 - эксплуатационная колонна, 2 - летучка, 3 - забой, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пакер, 6 - хвостовик, 7 - продуктивный пласт.

Скважину оборудуют летучкой 2 меньшего, чем эксплуатационная колонна 1 диаметра, без упора на забой 3, устанавливаемой на место дефекта эксплуатационной колонны 1: место несплошности, глубокой каверны, место интенсивной коррозии и т.п. Наличие летучки 1, представляющей собой колонну труб с диаметром, меньшим, чем диаметр эксплуатационной колонны 1, уменьшает диаметр скважины. Для установки пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 ниже летучки 2 такого уменьшенного диаметра для прохождения через летучку приходится применять колонну насосно-компрессорных труб 4 малого диаметра от 60 до 73 мм, обладающей малой пропускной способностью. При нагнетании жидкости разрыва с расклинивающим материалом по такой колонне происходит рост давления из-за малого проходного сечения. В большинстве случаев невозможно закачать достаточно большой объем проппанта и создать высокую концентрацию расклинивающего агента для создания оптимальных параметров трещины разрыва, так же высоки риски получения технологического «стопа» при гидроразрыве.

Межтрубное пространство между летучкой 2 и дефектной эксплуатационной колонной 1 цементируют. Перед проведением гидроразрыва перфорируют эксплуатационную колонну 1 в интервале продуктивного нефтенасыщенного пласта 7 кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр с диаметром создаваемых отверстий не менее 20 мм. Спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 диаметром 89 мм с пакером 5 и расположенным ниже пакера 5 хвостовиком 6 диаметром 89 мм. Пакер 5 устанавливают в эксплуатационной колонне 1 выше летучки 2 на 8-30 м, низ хвостовика 6 проводят внутри летучки 2 и располагают выше кровли продуктивного пласта 7 на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб 4 с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин.

Установка пакера 5 ниже 8 м от летучки 2 отрицательно воздействует на цементный камень в межтрубном пространстве между летучкой 2 и эксплуатационной колонной 1. Установка пакера 5 выше 30 м от летучки 2 вовлекает в работу повышенный объем эксплуатационной колонны 1 и может привести к появлению дефектных мест в колонне 1.

Размещение хвостовика 6 внутри летучки 2 и выше кровли продуктивного пласта 7 менее чем на 10 м приводит к возникновению потока жидкости разрыва вдоль перфорационных отверстий, что отрицательно сказывается на процессе гидроразрыва. Размещение хвостовика 6 внутри летучки 2 и выше кровли продуктивного пласта 7 более чем на 30 м приводит увеличению нахождения проппантной смеси в стволе скважины, возникает возможность расслоения и оседания материала гидроразрыва.

Перфорация эксплуатационной колонны 1 в интервале продуктивного нефтенасыщенного пласта 7 кумулятивной системой с плотностью менее 20 отверстий на погонный метр с диаметром создаваемых отверстий менее 20 мм снижает эффективность гидроразрыва, а перфорация кумулятивной системой с плотностью более 30 отверстий на погонный метр снижает прочность эксплуатационной колонны 1 и может привести к ее разрушению или к нарушению сплошности цементного камня за колонной.

Закачка песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, превышающих 500 кг/м3, приводит к появлению «стопа», т.е. остановке процесса из-за закупоривания оборудования. Применение расхода жидкости до 1,8 м3/мин сильно замедляет процесс, а применение расхода жидкости более 2,6 приводит к росту устьевого давления, что может привести к появлению дефектных мест в обсадной колонне ниже пакера.

Как и при гидроразрыве, в скважине с неизношенной эксплуатационной колонной гидроразрыв включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины. Объекты интенсификации: пласт До в интервале 1773,2-1778,2 м. Забой на отметке 1848 м. Литология объектов: До - заглинизированные песчаники (фазовая проницаемость 145 мД, пористость 21,2%, глинистость 6%).

Скважина имеет эксплуатационную колонну диаметром 168 мм с дефектными местами в интервале 1443-1463 м. В скважину в интервал дефектных мест без упора на забой устанавливают летучку длиной 25 м и диаметром 128 мм. Межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют.

Исследуют техническое состояние эксплуатационной колонны и цементируемой летучки в интервале 1380-1480 м каверномером, дефектоскопом, акустическим цементомером с целью определения наименее изношенного участка посадки пакера.

Перфорируют колонну в интервале 1773,2-1777,2 м в количестве 80 отверстий (20 отв/м) с диаметром отверстий 20 мм.

Спускают пакер с колонной насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм длиной 1435 м с хвостовиком диаметром 89 мм длиной 328 м, устанавливают пакер на глубину 1435 м, т.е. выше глубины верха цементируемой летучки на 8 м. Низ хвостовика находится на 10 м выше кровли пласта.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве, отсутствуют.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-288 м3/сут, при начальном давлении P=16 МПа, конечном давлении P=13 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,0 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с падением давления на 0,1 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом с конечной концентрацией проппанта 500 кг/м3 и давлении на устье скважины начальным 25 МПа, конечным 27,7 МПа. Рабочий расход при основном процессе 2,3-2,5 м3/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 24-х часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

Скважина введена в эксплуатацию через 6 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости с 10 м3/сут до 24 м3/сут без увеличения роста обводненности, коэффициент продуктивности вырос более чем в 3 раза.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Перфорируют колонну в количестве 120 отверстий (30 отв./м) с диаметром отверстий 22 мм. Пакер устанавливают в основной эксплуатационной колонне на глубине выше на 30 м от глубины нахождения верха цементируемой летучки малого диаметра, низ хвостовика из колонны насосно-компрессорных труб располагают от кровли пласта на расстоянии 30 м, при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,0 м3/мин.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Перфорируют колонну в количестве 100 отверстий (25 отв./м) с диаметром отверстий 21 мм. Пакер устанавливают в основной эксплуатационной колонне на глубине выше на 20 м от глубины нахождения верха цементируемой летучки малого диаметра, низ хвостовика из колонны насосно-компрессорных труб располагают от кровли пласта на расстоянии 20 м, при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 2,4 до 2,6 м3/мин.

Из примеров 1-3 следует, что в предлагаемом способе решается задача обеспечения технической возможности проведения гидроразрыва пластов в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой. Благодаря этому возможна интенсификация работы скважин с заглинизированными коллекторами и нестандартной конструкцией.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить гидроразрыв пластов в скважинах с нестандартной конструкцией, имеющих трудноизвлекаемые запасы с применением стандартного комплекса оборудования, реагентов и геофизических исследований.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной.

1. Способ интенсификации работы скважины, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что при наличии дефектной эксплуатационной колонны скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм, пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для термохимического разрыва пласта. Способ заключается в использовании энергии окислительной реакции ГОС, инициируемой инициатором реакции, для разрыва пласта и протекающая в призабойной удаленной от скважины зоне пласта.

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 и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

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.

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.
(57) Изобретение относится К области нефтяной промышленности, а именно к восстановлению участков эксплуатационных колонн при коррозии. При осуществлении способа выявляют участки высокого коррозионного износа, заполняют скважину двухкомпонентным рабочим раствором: хлористого железа и хлористого натрия, спускают на кабеле компоновку, включающую железную болванку с центраторами в качестве анода, и нагревающий элемент.

Изобретение относится к бурению и ремонту скважин и предназначено, в частности, для расширения и калибровки устройств из профильных труб. Устройство включает корпус с верхним и нижним переводниками, направляющими на наружной поверхности, расширяющимися снизу вверх дорнирующими вставками, выполненными с возможностью ограниченного продольного перемещения при помощи толкателей вдоль направляющих, и расположенный ниже направляющих цилиндр с кольцевым поршнем, взаимодействующим с толкателями и выполненным с возможностью ограниченного перемещения вверх при тарированной нагрузке благодаря регулятору.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для изоляции зоны осложнения ствола скважины при бурении. Устройство включает профильный перекрыватель с цилиндрическими участками и резьбовыми соединениями, установленный на его нижнем конце башмак с обратным клапаном и ловильной головкой вверху, расширяющую головку из нескольких секций, содержащую сверху узел соединения с колонной труб, а снизу - замковый механизм, герметично соединенный с верхним концом перекрывателя, с ловителем внизу под ловильную головку башмака.

Предложение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Устройство включает колонну труб для спуска, полые гидроцилиндры, кольцевые поршни с полыми штоками, установленными соосно в соответствующие гидроцилиндры с возможностью ограниченного осевого перемещения, и дорнирующую головку для установки перекрывателя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков. Способ включает определение всей информации по дефектному участку обсадной колонны, его удаление.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн скважин. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка.

Изобретение относится к области добычи нефти или отбора воды, в частности к установке внутренней ремонтной накладки в скважине или трубопроводе с целью обеспечения герметичности.

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.
Наверх