Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему



Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему

 


Владельцы патента RU 2530141:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации - УВСПФ, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержит стадии, где: вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины путем отверждения указанной текучей среды; перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и обеспечивают гидравлический разрыв указанной зоны скважины путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий стадии, где: а) перфорируют продуктивную зону скважины; б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва указанной зоны; в) вводят в обсадную колонну над указанной зоной текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; г) изолируют зону этапа в) путем отверждения текучей среды для обработки скважины; и д) повторяют этапы а)-г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит скважина, содержащий стадии, где вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство; обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины; перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны путем введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит невертикальная скважина, содержащий стадии, где: а) вводят первый пакер в скважину; б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства; в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером; г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины; д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и е) повторяют этапы от а) до д) в другой зоне скважины. Технический результат - повышение эффективности блокирования продуктивных зон в формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 9 пр., 2 табл., 7 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины, содержащей борированную галактоманнановую камедь в качестве временного герметичного уплотнения для осуществления зональной изоляции между интервалами ствола скважины и также в качестве альтернативы цементу.

Предпосылки создания изобретения

Обычно подземная формация, через которую проходит скважина, имеет множество зон или формаций, представляющих интерес. Во время вывода текучей среды из скважины обычно желательно создавать коммуникации только с зоной или формацией, представляющей интерес, так, чтобы стимулирующая обработка случайно не проникала в непродуктивную зону или в зону, представляющую меньший интерес. Избирательная стимуляция (например, гидравлическим разрывом пласта и кислотным стимулированием) становится преобладающей, по мере того как срок службы скважины сокращается и ее продуктивность уменьшается.

Обычно избирательное стимулирование или интенсификация проводится посредством одного или больше стреляющих перфораторов, при этом перфоратор перемещается на кабеле или трубе в скважину и располагается рядом с зоной и/или формацией, представляющей интерес, и затем избирательно стреляет для перфорации зоны и/или формации. Стреляющий перфоратор затем снова перемещается на кабеле в другую зону или формацию, и эта зона или формация избирательно перфорируется. Эта процедура повторяется до перфорации всех зон и/или формаций, представляющих интерес. Далее стреляющий перфоратор возвращается на поверхность посредством кабеля. Когда гидравлический разрыв пласта был желателен, тогда текучая среда для гидроразрыва пласта закачивалась в скважину под давлением, превышающим давление, при котором зона и/или формации подвергаются разрыву. Для предотвращения прохождения текучей среды для гидроразрыва пласта в зоны, имеющие более значительную пористость и/или более низкое давление, сначала устанавливают механическое устройство, например разобщающий пакер, или пробку, или песчаное наполнение в скважину между зоной, только что подвергнутой гидроразрыву, и зоной, которая будет подвергнута разрыву, для изолирования стимулированной зоны от дальнейшего контакта с текучей средой для гидроразрыва пласта. Эта процедура повторяется до перфорации и гидроразрыва всех зон, представляющих интерес.

После завершения операции каждая пробка должна быть удалена бурением или иначе из скважины для выхода текучей среды на поверхность через скважину. Спускоподъемные операции в стволе скважины для перфорации и стимуляции каждой из многих зон и использование таких пробок для изоляции уже обработанных зон и/или формаций от дальнейшего контакта с обрабатывающей текучей средой являются длительными и дорогими операциями.

Известны различные способы и устройства для осуществления зональной изоляции между интервалами ствола скважины, которые не зависят от перемещения перфорирующего оборудования в скважину и из скважины при завершении обработки множества зон, представляющих интерес. В то же самое время такие способы и устройства обеспечивают изолирование выбранных заданных продуктивных интервалов в стволе скважины от непродуктивных интервалов.

В последнее время использование изолирующих устройств обеспечивает зональную изоляцию, что позволяет избирательно проводить обработку продуктивных (или прежде продуктивных) интервалов в стволах скважин со многими интервалами. Например, патент США № 6386288 раскрывает механическую систему зональной изоляции, которая может быть расположена с наружной стороны обсадной колонны (прикрепленной цементом к стволу скважины), что позволяет завершить создание интервала и его стимуляцию и/или обработку независимо от других интервалов. Таким образом, выбранные интервалы подземной формации могут быть стимулированы и/или обработаны. Такие устройства могут включать в себя использование створчатых клапанов, расположенных между стреляющими перфораторами.

Патент США № 7575062 раскрывает изолирующее устройство, содержащее окруженные экраном муфты и множество разбухающих разобщающих пакеров, размещенных в колонне из труб, и инструмент в этой колонне труб для смещения отверстий для регулирования потоков текучих сред из ствола скважины.

Устройства для зональной изоляции стоят дорого. Когда такие устройства закрепляются в нужном месте цементной массой, они могут быть удалены из ствола скважины только при их повреждении или разрушении. Требуются альтернативные способы, которые бы удерживали обсадную колонну в нужном месте в стволе скважины.

Кроме того, проводился поиск альтернатив для крепления обсадной колонны к стволу скважины. Традиционно использовались цементные массы для прикрепления скважинных труб и обсадных колонн к стволу скважины. Обычно такая цементная масса закачивается внутрь трубы или обсадной колонны и поддерживает наружную часть трубы или обсадной колонны внутри кольцевого промежутка между наружной стороной обсадной колонны и стволом скважины. Цементной массе затем дают возможность застыть и затвердеть для удерживания обсадной колонны в заданном месте. Использование обычных цементных масс нежелательно для применения с устройствами для зональной изоляции, так как при их удалении из скважины нужно будет нарушать или разрушать устройство для зональной изоляции.

Сущность изобретения

Текучая среда для обработки скважины, которая здесь описывается, обеспечивает изоляцию во время завершения скважины и может быть удалена после или во время окончания работ. В результате текучая среда для обработки скважины может быть удалена с поверхности формации фактически без нежелательных изменений после проведения гидравлического разрыва.

Текучая среда для обработки скважины содержит галактоманнановую камедь, сшивающий агент и предпочтительно разрушитель. Борированный полигалактоманнан перед вулканизацией или отверждением посредством сшивающего агента содержит ионы бората. Борированный полигалактоманнан может закачиваться в скважину, которая проходит в формацию, не гидратированным в воде, как порошок или как углеводородная суспензия.

Предпочтительными галактоманнанами являются гуаровая камедь и ее производные, например, производные карбоксиметилового эфира и производные гидроксиалкилового эфира. Кроме того, также может быть предпочтительным непроизводный гуар.

Гидратация текучей среды для обработки скважин может регулироваться изменением рН и/или сшивающим агентом, например сшивающим агентом с тепловой задержкой. Таким образом, гидратация текучей среды для обработки скважины может быть задержана, пока текучая среда не достигнет самого нижнего положения. Следовательно, текучая среда для обработки скважины может быть эффективно размещена для предпочтительной закупорки или блокирования продуктивных зон в формации, так как задержанная гидратация текучей среды может быть отрегулирована до нескольких часов.

Эти текучие среды особенно пригодны для обработки формаций, имеющих множество продуктивных зон. Обычно обрабатываемая скважина содержит систему зональной изоляции в зоне, представляющей интерес. Обрабатывающая текучая среда может использоваться в вертикальных и в невертикальных скважинах. В таких случаях скважина может перфорироваться и затем подвергаться гидравлическому разрыву без использования цемента.

Краткое описание чертежей

На чертежах, на которые приведены ссылки в подробном описании настоящего изобретения, показано следующее.

Фиг.1 иллюстрирует использование текучей среды для обработки горизонтальной скважины, которая содержит систему зональной изоляции.

Фиг.2 иллюстрирует влияние различных уровней рН на начало гидратации геля.

Фиг.3 иллюстрирует влияние замедлителя на начало гидратации геля.

Фиг.4 иллюстрирует влияние различных уровней рН с замедлителем на начало гидратации геля.

Фиг.5 иллюстрирует влияние различных уровней рН с замедлителем на начало гидратации геля.

Фиг.6 иллюстрирует способность геля сохранять высокую вязкость в условиях слабого сдвига для изоляции.

Фиг.7 иллюстрирует условия испытаний, применяемых в примерах.

Подробное описание предпочтительных вариантов

Борированной галактоманнановой камедью, используемой в текучих средах для обработки скважины, описанных здесь, являются галактоманнановые камеди, которые перед проведением сшивания или отверждения имели введенные в них ионы бората. Такие борированные галактоманнановые камеди описаны в патенте США № 3808195, включенном в данное описание путем ссылки. Борированный полигалактоманнан может быть получен введением галактоманнана в материал, содержащий ион бората, т.е. материал, который может отдать ион бората в реакцию.

Негидратированный борированный галактоманнан может закачиваться в виде порошка или суспензии в воде или в минеральном масле, добавленном в воду. Обычно количество борированного галактоманнана, закаченное в формацию, составляет от около 100 до около 1000 фунтов на тысячу галлонов воды, предпочтительно от около 250 до около 750 фунтов на тысячу галлонов воды. Когда используется углеводородная суспензия, количество борированного галактоманнана в углеводородной суспензии составляет от около 3 фунтов на галлон углеводорода до 5 фунтов на галлон углеводорода.

Предпочтительными галактоманнами для использования в изобретении являются гуаровая смола и ее производные, включая природный гуар или непроизводный гуар, гуаровая смола, обработанная ферментом (полученная обработкой природной гуаровой смолы с галактозидазой, маннозизадой или другим ферментом), и полученный гуар. Производные полигалактоманнов включают в себя водорастворимые производные, такие как карбоксиалкиловые эфиры, например производные карбоксиметилового эфира, производные гидроксиалкилового эфира, такие как гидроксиэтиловые эфиры и гидроксипропиловые эфиры полигалактоманнана, карбамилэтиловые эфиры полигалактоманнана, катионные полигалактоманнаны и деполимеризованные полигалактоманнаны.

Кроме того, подходящими гуарами являются гуары, полученные обработкой природной гуаровой смолы реагентами для ввода карбоксильных групп, гидроксилалкиловых групп, сульфатных групп, фосфатных групп и т.д. Предпочтительными являются или гидроксилалкилированный гуар (такой как гидрооксипропиловый гуар, гидроксиэтиловый гуар, гидроксибутиловый гуар), или модифицированные гидроксиалкилированные гуары, подобные карбоксилированным гуарам, таким как карбоксиалкилированные гуары, подобные карбоксиметиловому гуару, а также карбоксилированные алкилированные гидроксиалкиловые гуары, такие как карбоксиметиловый гидроксипропиловый гуар (КМГПГ), включая гуары, имеющие молекулярную массу от около 1 до около 3 миллионов. Содержание карбоксила в таких гуаровых производных может выражаться степенью замещения и диапазоном от около 0,08 до около 0,18, и содержание гидроксипропила может выражаться молярным замещением (определяемым числом молей гидроксиалкиловых групп на моль ангидроглюкозы) и диапазоном от около 0,2 до около 0,6.

Вообще борированный галактоманнан приготавливают размачиванием полигалактоманнана в щелочном водном растворе материала, содержащего ионы бората, что обеспечивает поглощение полигалактоманнаном всего раствора, и последующим размалыванием и сушкой полигалактоманнана. Количество воды в щелочном водном растворе приблизительно равно количеству полигалактоманнана. Раствор делают щелочным посредством гидроксида щелочного или щелочноземельного металла. Концентрация гидроксида щелочного или щелочноземельного металла в растворе составляет от около 0,3 до 0,5% массовых от массы полигалактоманнана. После поглощения раствора полигалактоманнаном полигалактоманнан измельчается и сушится при температуре обычно от около 150 до около 250ºС до около первоначального уровня влажности в необработанном полигалактоманнане, обычно содержащем от около 9 до 12% массовых воды. Другие процессы получения борированного полигалактоманнана и его производных описаны в патенте США № 3808195.

Предпочтительным материалом, содержащим ион бората, являются соли щелочных металлов, щелочноземельных металлов и аммония с анионами бората. Анионы боратов включают в себя анионы тетрабората, метабората и пербората. Полагая, что молекулярная масса галактоманнанового звена составляет 200, замещающие группы находятся в молярном отношении от 0,1 до 3 в реакционных смесях, дающих молярное замещение по меньшей мере 0,1. Молярное замещение является средним числом замещающих радикалов, приходящихся на моль ангидрогексозного звена полигалактоманнановой смолы. Концентрация иона бората выражается в виде тетрабората натрия (боракса) Na2B4O7·10H2O.

Борированные гуары, полученные в результате реакции иона бората и полигалактоманнановой камеди, диспергируются в воде и показывают ограниченную способность к сшиванию, когда полигалактоманнан гидратируется и рН полученного золя является щелочным. Обычно полигалактоманнан будет диспергироваться в воде при том же значении рН, как и необработанный полимер. В связи с тем, что скорость гидратации борированного полигалактоманнана является наибольшей при почти нейтральном или кислотных значениях рН, борированный полигалактоманнан не гидратируется при более высоких значениях рН. Так как текучая среда для обработки скважины закачивается в формацию преимущественно только в лучшем случае частично гидратированной, то она имеет малую вязкость, которая минимизирует давление трения и обеспечивает такое позиционирование текучей среды для обработки скважины, как при низких скоростях закачки или при гибких трубах.

Посредством регулирования гидратации изменением значений рН и последующего сшивания борированного полигалактоманнана (предпочтительно посредством добавляемого сшивающего агента) вязкость текучей среды для обработки скважины может регулироваться и поддерживаться при заданной температуре. Подходящие агенты для изменения рН включают в себя безводную кальцинированную соду, гидроксид калия, гидроксид натрия, и карбонаты и бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов могут использоваться для поддержания заданного рН. Типичное заданное рН для отверждения текучей среды для обработки скважины больше 8,0, более предпочтительно больше 9,0.

Текучая среда для обработки скважины очень эффективна при предпочтительной закупорке или блокировании продуктивных зон в формации, так как задержанная гидратация обрабатывающей текучей среды может регулироваться до нескольких часов посредством количества бората, используемого в гуаре или производном гуара, а также рН системы. Например, вязкость этой текучей среды может быть уменьшена обычно посредством использования рН или разрушителей, регулируемых температурой, когда больше не требуется пассивная изоляция зон. Подгонкой величины рН до сильнощелочных значений сшивание борированного полигалактоманнана можно еще больше задержать при высоких температурах, например до 120ºF и часто до такой высокой температуры как 350ºF.

Таким образом, сшивающий агент, используемый в текучей среде по изобретению, является обычно сшивающим агентом с задержкой (чтобы задержать гидратацию полигалактоманнана), хотя могут использоваться и другие сшивающие агенты. Во многих случаях гидратация может регулироваться в течение от 24 до 36 часов до образования геля с достаточной вязкостью, который бы функционировал как герметичный уплотнитель.

Особенно при высоких температурах сшивающим агентом является боракс (тетраборат натрия). Помимо тетрабората натрия могут применяться другие соединения, дающие ион бората, а также металлоорганическое соединение или металлоорганический комплекс, включающий в себя по меньшей мере один ион переходного металла или щелочноземельного металла, а также их смеси.

Соединения, отдающие ион бората, которые могут использоваться, включают, например, любое соединение бора, которое будет отдавать ионы бората в композицию, например борная кислота, бораты щелочных металлов, такие как диборат натрия, тетраборат калия, тетраборат натрия (боракс), пентабораты и т.п. и щелочные бораты и бораты цинка. Такие соединения, отдающие ионы бората, раскрываются в патентах США № 3058909 и № 3974077, приведенных здесь в ссылках. Помимо этого такие соединения, отдающие ионы бората, включают оксид бора (например, выбранный из Н3ВО3 и В2О3) и полимерные борированные соединения. Примером подходящего полимерного борированного соединения является полимерное соединение борной кислоты и щелочного бората, которое коммерчески доступно под торговой маркой Polybor® у фирмы Borax of Valencia (США, штат Калифорния). Также могут применяться смеси любого из названных соединений, отдающих ионы бората. Такие соединения, отдающие ион бората, обычно требуют щелочных значений рН (например, от 8,0 до 12), чтобы произошло сшивание.

Кроме того, предпочтительными сшивающими агентами являются такие реагенты, как металлорганические соединения и металлоорганические комплексы, которые могут отдавать ионы циркония IV, например, такие как лактат циркония, триэтаноламин лактат циркония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония и диизопропиламинлактат, а также соединения, которые могут отдавать ионы титана IV, например, такие как аммониевый лактат титана, триэтаноламинтитан и ацетилацетонаттитан. В композицию могут также непосредственно добавляться Zr (IV) и Ti (IV), как ионы или окси-ионы.

Такие сшивающие агенты в виде металлоорганических соединений и металлоорганических комплексов, содержащих титан или цирконий с валентностью +4, описаны в патенте Великобритании № 2108122, приведенном здесь в ссылке, и их получают путем проведения реакции между тетраалкоголятами циркония и алканоламинами при существенно безводных условиях. Другие циркониевые и титановые сшивающие агенты описаны, например, в патентах США №№ 3888312, 3301723, 4460751, 4477360, в патенте Европы № 92755 и в патенте США № 4780223, которые, все, здесь приведены в виде ссылок. Такие металлоорганические соединения и металлоорганические комплексы, как сшивающие агенты, содержащие титан и цирконий с окисляющей валентностью +4, могут содержать один или больше алканоламиновых лигандов, таких как этаноламиновые (моно-, ди- или триэтаноламиновые) лиганды, например, такие как бис(триэтаноламин)бис(изопропил)титан (IV). Кроме того, эти соединения могут поставляться как неорганические оксиды, такие как диоксид циркония или диоксид титана. Такие сшивающие агенты обычно используются при рН также в диапазоне от около 6 до около 13.

Любой подходящий сшивающий ион металла, металлосодержащего вещества или смеси таких ионов и веществ также могут быть использованы. В предпочтительном воплощении сшивающим агентом для применения в термоизоляционной композиции по изобретению являются реагенты, способные отдать Zn (II), кальций, магний, алюминий, Fe (II) и Fe (III) в композицию. Они могут вноситься непосредственно в композицию как ионы или как соединения многовалентных металлов, такие как гидроксиды или хлориды, которые могут отдавать такие ионы.

Сшивающие ионы или вещества могут быть получены, как указано, растворением в растворе соединений, содержащих подходящие металлы или ион металла. Концентрация сшивающего агента зависит от таких факторов, как концентрация полимера и температура в затрубном кольцевом пространстве, и она обычно будет находиться в диапазоне от около 5 частей на миллион (чнм) до около 2000 чнм, предпочтительно от около 100 до около 900 чнм. Это важное преимущество изобретения, так как могут быть использованы более высокие уровни сшивающего металлического иона или металлосодержащего вещества, чтобы тем самым обеспечить улучшенное сшивание.

Кроме того, в текучую среду для обработки скважины, содержащую борированную галактоманнановую камедь, может вводиться разрушитель геля перед закачкой обрабатывающей текучей среды в формацию. При закачивании в формацию текучей среды с разрушителем в качестве компонента этой текучей среды количество разрушителя в ней зависит от типа и природы используемого разрушителя и обычно составляет от около 1 фунта на тысячу галлонов текучей среды до около 100 фунтов на тысячу галлонов текучей среды, если используется твердый окислитель с задержкой, предпочтительно от около 5 фунтов на тысячу галлонов до около 50 фунтов на тысячу галлонов. Альтернативно разрушитель может быть приведен в контакт с текучей средой для обработки скважины после закачки этой текучей среды в подземную формацию. В таких случаях количество разрушителя для геля, вводимое в формацию, составляет от около 50 до около 500 фунтов на тысячу галлонов твердого окислителя. Концентрация других разрушителей, таких как герметизирующие разрушители, зависит от скорости выделения активного разрушителя для того, чтобы вязкость поддерживалась для изоляции перед или во время стимулирующей обработки и гель разрушался после этого. Разрушитель облегчает деградацию борированной галактоманнановой камеди в текучей среде для обработки скважины, чтобы тем самым деградированная текучая среда могла быть удалена из подземной формации на поверхность скважины. Помимо этого разрушитель может также применяться в дополнительном этапе после завершения стимулирующей обработки для контактирования с текучей средой для обработки скважины, чтобы вызвать разрушение геля.

Любой материал, подходящий для придания снижающих вязкость свойств текучей среды, содержащей борированную галактоманнановую камедь, может использоваться в качестве разрушителя. Примеры подходящих материалов включают в себя, но не только, окисляющие агенты (такие как бромат натрия), амины, кислоты, кислые соли, кислотообразующие материалы, герметизированные разрушители и т.д. Подходящие кислые разрушители включают в себя хлористоводородную кислоту, муравьиную кислоту или сульфаминовую кислоту, а также кислые соли, такие как бисульфат натрия. Подходящие окисляющие агенты включают в себя перекиси щелочноземельных металлов и перекиси металлов (таких как перекись магния, перекись кальция и перекись цинка), герметизированные персульфаты, катализированные органические перекиси и хлористоводородные отбеливатели.

Предпочтительными разрушителями являются те ферментные разрушители, которые способны разорвать главную цепь сшитого геля на фрагменты моносахарида и дисахарида, и они включают в себя ферментные разрушители, такие как гуаровые специфичные ферменты, как галактоманназы.

Текучие среды для обработки скважин, содержащие борированную галактоманнановую камедь, применяются при обработке формаций, где имеется, как известно, большое число продуктивных зон. Например, в некоторых формациях, таких как сланцевая глина, может быть желательно произвести гидроразрыв формации посредством большого числа этапов, от 6 до 40. Текучая среда для обработки скважины может функционировать как изолирующая система в течение от нескольких часов до нескольких дней. Обрабатывающая текучая среда может использоваться в вертикальных, а также в невертикальных скважинах, но главным образом в горизонтальных скважинах.

Текучая среда для обработки скважины применяется в качестве пассивной химической кольцевой изолирующей системы для изоляции зон, представляющих интерес для интенсификации притока. Обрабатывающая текучая среда может быть введена в скважину, имеющую обсадную колонну-хвостовик, или в необсаженную скважину.

Текучая среда для обработки скважины используется вместе с механической зональной изолирующей системой. В таких способах обычно желательно перфорировать и гидроразрывать изолированную зону без применения какого-либо цемента.

Как показано на фиг.1, горизонтальная скважина 10, проходящая в формацию 12 и имеющая поверхностную обсадную колонну 15 и промежуточную колонну 20, снабжена трубопроводом 25 и механическим зональным изолирующим устройством 30. Текучая среда 27 для обработки скважины вводится в ствол скважины и заполняет пространство между трубопроводом 25 и колонной 15. После отверждения текучей среды колонна 20 в заданном месте перфорируется и формация 12 подвергается гидроразрыву, и в формации создаются разрывы 40. После завершения гидроразрыва вязкость текучей среды резко меняется из-за взаимодействия с разрушителем. После удаления текучей среды из скважины промежуточная колонна 20, трубопровод 25 и механическое зональное изолирующее устройство 30 также могут быть удалены из скважины.

В другом варианте воплощения сначала может перфорироваться продуктивная зона скважины, имеющей множество продуктивных зон. Затем в перфорированную продуктивную зону при давлении, достаточном для гидроразрыва перфорированной продуктивной зоны, может быть введена разрывающая текучая среда. Текучая среда для обработки скважины затем может вводиться в разорванную перфорированную продуктивную зону. Перфорированная продуктивная зона затем может быть изолирована посредством отверждения текучей среды для обработки скважины. Если это требуется, другая продуктивная зона скважины может быть перфорирована и процесс может быть повторен. Эта процедура обычно проводится при цементировании вертикальной скважины к кольцевому межтрубному пространству перед перфорацией первой зоны. Помимо этого одна или больше продуктивных зон могут содержать зональное изолирующее устройство, описанное выше.

В другом варианте воплощения изобретения текучая среда для обработки скважины может быть введена в заданную продуктивную зону скважины, содержащей множество продуктивных зон. Текучая среда в заданной продуктивной зоне отверждается для изоляции заданной продуктивной зоны от других зон скважины. Эта зона затем может быть перфорирована и подвергнута гидроразрыву, так как эта зона, представляющая интерес, герметично изолирована от других зон.

Обрабатывающая текучая среда, кроме того, может быть использована в способе, в котором также применяется механическое устройство, например, такое как пакер, пробка или песчаное заполнение. Такие механические устройства сначала могут быть установлены в скважине между зоной, которая будет подвергнута гидравлическому разрыву, и соседней зоной скважины. Этот способ более практичен для применения в невертикальных скважинах. Одинарное зональное изолирующее устройство может присутствовать в одной или нескольких зонах для гидравлического разрыва, при этом зона, ограниченная двумя пакерами, содержит одинарное зональное изолирующее устройство. Текучая среда для обработки скважины затем может быть введена в скважину. После затвердевания текучей среды для обработки скважины зона между первым и вторым пакерами герметично закупоривается для изоляции ее от других зон в скважине. Герметично закупоренная зона затем может быть подвергнута гидроразрыву. Это процесс затем может быть повторен через последовательные промежутки времени, чтобы гидравлически разорвать другие зоны скважины. После разрушения геля, образующего текучую среду для обработки скважины, любая зональная изолирующая система может быть удалена из скважины.

Наряду с обеспечением эффективной зональной изоляции после интенсификации текучая среда для обработки скважины также минимизирует цементирование природных разрывов. При использовании обычных цементов внутри ствола скважины обычным является, когда цемент входит в природные разрывы после бурения и/или перфорации формации. Это вызывает закупорку природных разрывов. В качестве альтернативы цементу текучая среда для обработки скважины может быть использована вместо цемента или как дополнение к цементу.

В таких случаях текучая среда, содержащая суспензию борированного галактоманнана, может быть введена в кольцевое пространство скважины между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в скважине. В предпочтительном варианте воплощения в обсадной колонне расположено зональное изолирующее устройство. В таких случаях после отверждения текучей среды может быть перфорирована изолированная продуктивная зона в пределах зонального изолирующего устройства. Зональным изолирующим устройством может быть известное многоинтервальное устройство для гидравлической разрывной обработки, например устройство, раскрытое в патенте США № 6386288. Скважина затем может быть подвергнута гидравлическому разрыву при давлении, которое достаточно для разрыва изолированной продуктивной зоны. В таких случаях скважина может быть невертикальной скважиной.

В альтернативном варианте воплощения скважина содержит только трубопровод и не содержит обсадной колонны. Механическое изолирующее устройство присоединено к трубопроводу.

Текучая среда обеспечивает пассивную зональную изоляцию тем, что борированный галактоманнан может быть удален из скважины при разрушении геля. Текучая среда, поэтому, может быть использована вместо механического пакера. Способы пассивной зональной изоляции, описанные здесь, поэтому обеспечивают кольцевую изоляцию, как обычные цементы, без повреждения формации. Таким образом, в предпочтительном режиме работы кольцевая изолирующая система, обеспечиваемая сшитым гелем, выводится из скважины во время последующей работы по освоению скважины, и поверхность формации фактически остается неповрежденной для производства после гидроразрыва формации.

Следующие примеры иллюстрируют некоторые воплощения настоящего изобретения. Другие воплощения в пределах объема формулы изобретения являются также очевидными для специалистов в данной области из приведенного описания. Подразумевается, что описание вместе с примерами считаются такими, если они соответствуют объему и смыслу изобретения, указанным в нижеприведенной формуле изобретения.

В примерах все проценты являются массовыми за исключением указанных иначе.

ПРИМЕРЫ

Следующие материалы используются в нижеприведенных примерах.

Полимер относится к борированному гуару, коммерчески доступному как GW-26 у фирмы Baker Hughes Incorporated.

Тетраборат натрия (боракс) используется как добавка, замедляющая гидратацию (который также действует как сшивающий агент).

GBW-25, разрушитель, является броматом натрия, коммерчески доступным у фирмы Baker Hughes Incorporated.

Вязкость измерялась высокотемпературным вискозиметром высокого давления 5550 фирмы Chandler.

Пример 1. Влияние различных уровней рН на начало гидратации геля проверялось посредством использования замеров вязкости. Результаты приведены на фиг.2. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величина рН посредством раствора гидроксида натрия (10% массовых в воде) доводилась до значений 9,5, 9,75 и 10,1. Эта суспензия помещалась в вискозиметр, и измерялась вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 2500F (1F=5/9 С) в течение двух часов и затем сохраняли постоянной при 2500F еще один час. Фиг.2 показывает влияние рН на вязкость следующим образом:

рН выше 9,75 не вызывает гидратацию геля, и он совсем не становился вязким;

при рН 9,5 вязкость геля начинает повышаться через 60-65 минут, но эта вязкость была кратковременной; и

при рН 8,84 вязкость геля начинает повышаться после 30 минут, также как и его характеристики при комнатной температуре в водопроводной воде.

На фиг.2 также показано, что время начала гидратации может регулироваться посредством рН.

Пример 2. Используя вышеуказанную процедуру, исследовалось влияние добавления боракса, как замедлителя, при поддержании рН 9,5. Результаты показаны на фиг.3. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде и гидроксида натрия для регулирования рН. Боракс добавлялся в 1, 2, 3% массовых от массы полимера как замедляющий агент. Суспензия вводилась в вискозиметр и вязкость измерялась при скорости сдвига 100 сек-1. Температура вискозиметра повышалась от 70 до 250ºF в течение двух часов и затем поддерживалась постоянной еще в течение часа. Результаты показывают, что боракс сам по себе (без какой-либо регулировки рН) мало влияет на задержку гидратации, однако при сочетании его с повышением величины рН от 8,84 до 9,5 создавалась значительная разница в замедлении скорости гидратации. Получены следующие результаты:

контрольная серия испытаний геля при естественном его рН 8,84 и 2% массовых боракса от массы полимера показала незначительную разницу в гидратации;

гель с величиной рН, доведенной до 9,4, с 1% массовым боракса от массы полимера задержался с гидратацией до около 80 минут;

гель с величиной рН, доведенной до 9,5, с 2% массовыми боракса от массы полимера задержался с гидратацией до около 120 минут; и

гель с величиной рН, доведенной до 9,5, с 3% массовыми боракса от массы полимера задержался с началом гидратации до около 100 минут, при этом полная гидратация была задержана на 140 минут.

Для дальнейшей иллюстрации гель был доведен до величины рН 9,5 примера 1, и это также было отмечено на фиг.3. Ясно, что добавление замедлителя вместе с увеличением значения рН до 9,5 позволяет лучше контролировать время начала гидратации.

Пример 3. Исследовалось влияние рН и замедлителя на время гидратации и результаты показаны на фиг.4. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величины рН более низких значений получали добавлением уксусной кислоты, пока не получали значения рН 8,5 и 8,75. Величины рН более высоких значений получали добавлением раствора гидроксида натрия (10% массовых в воде), пока не получали значения рН 9 и 9,2. Эту массу вводили в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 100ºF в течение 30 минут и затем поддерживали постоянной при 100ºF (37,8ºС) еще в течение 90 минут. В некоторых сериях испытаний добавлялся боракс в качестве замедлителя. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено посредством рН. Получены следующие результаты:

гель при естественном рН 8,84 и с 3% массовыми боракса от массы полимера показывает малую разницу в гидратации;

гель без замедлителя и с величиной рН, подогнанной до 9,2, и гель при рН 8,75 с 1% замедлителя не показывали заметной гидратации; и

гель без замедлителя и с величиной рН, составляющей до 9,0, гель без замедлителя и при величине рН, составляющей до 8,75, и гель с 1% замедлителя с величиной рН, составляющей до 8,5, все гели показывали задержку гидратации, но время начала гидратации (где вязкость начинает возрастать и достигает предельного минимума 1000 сП) изменялось от 25 до 52 минут.

Пример 4. Используя вышеуказанную процедуру, исследовалось влияние как рН, так и замедлителя на время гидратации. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величину рН повышали раствором гидроксида натрия (10% массовых в воде) до 9 и 9,25. Эту массу затем вводили в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 150ºF в течение 30 минут и затем поддерживали постоянной при 150ºF (65,6ºС) еще в течение 90 минут. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено при изменении как концентрации замедлителя, так и величины рН. В частности, время начала гидратации изменялось от 35 до 90 минут, это большее изменение, чем было показано в примере 3.

Пример 5. Используя вышеуказанную процедуру, был также исследован оптимальный результат вышеописанных примеров (3% боракса и рН 9,65) для определения, не может ли быть достигнута высокая вязкость для изоляции. Результаты показаны на фиг.6. Для этого испытания был создан гель с использованием 500 чнм полимера в воде, 10%-ного раствора гидроксида натрия для регулирования рН и боракса в качестве замедлителя. Эта суспензия вводилась в вискозиметр и измерялась ее вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 250ºF в течение двух часов и затем температуру поддерживали постоянной при 250ºF еще 6 часов. В этом испытании постоянный сдвиг уменьшили от 100 сек-1 до 0,1 сек-1 после начального двухчасового повышения температуры (для имитации статических условий блокирующего геля после его размещения). Это испытание показывает, что при условиях низкого сдвига результатом является вязкость выше миллиона сП.

Пример 6. Способность геля закачиваться в горизонтальное положение и удерживаться там при дифференциальном давлении определялась посредством использования двух ячеек водоотдачи высокого давления (длиной около восьми дюймов и диаметром два дюйма, 1 дюйм=2,54 см), одна ячейка расположена горизонтально, а другая вертикально. Эти ячейки были расположены так, как показано на фиг.7. Горизонтальная ячейка 50, которая будет содержать временный блокирующий гель, имеет добавление или в виде вставки 60а с канавками, или в виде керамического сердечника 60b с а<1 мд в конце 70 этой ячейки. Вставка с канавками стимулирует формацию с перфорацией. Керамический сердечник стимулирует формацию без перфорации. Если не указано иначе в этом примере, то преимущественно используется вставка с канавками. Когда это требуется, используется рычаг 65 для подъема или опускания горизонтальной ячейки до требуемого угла. Трубопровод 75 соединяет нижнюю часть вертикальной ячейки 55 с боковой стороной горизонтальной ячейки 50. Трубопровод 75 стимулирует приствольный участок ствола скважины. Вокруг горизонтальной ячейки размещается нагреватель для ее нагревания и регулирования температуры. Повышение температуры использовалось для нагревания геля в горизонтальной ячейке. Гель закачивался из вертикальной ячейки 55 в горизонтальную ячейку в виде суспензии в воде по трубопроводу, и его давление повышали до 100 фунтов на квадратный дюйм (7,03 кг/см2). После закачки геля в горизонтальную ячейку 50 и после двухчасовой выдержки при температуре сшивания геля вертикальная ячейка 55 заполнялась окрашенной водопроводной водой. Затем прикладывалось дополнительное давление к верхней части вертикальной ячейки, и потерянный объем воды из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку использовался в качестве меры изоляции. Кроме того, количество геля, экструдированное через вставку с канавками, также замерялось.

Пример 7. Пример 7 иллюстрирует способность текучей среды для обработки скважины по изобретению действовать в качестве блока в течение промежутка времени при давлении, как у формации без перфорации. Процедура испытаний была направлена на создание композиции геля, используемого в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Протокол был такой же, как и в примере 6, за исключением того, что был использован керамический сердечник с а<1 MD. Гель закачивался из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку и нагревался до 250ºF в течение двух часов при давлении 100 фунтов на квадратный дюйм для сшивания геля. Вертикальная ячейка заполнялась окрашенной водопроводной водой. Дополнительное давление в 500 фунтов на квадратный дюйм затем в течение одного часа прикладывалось к верхней части вертикальной ячейки. Прорыв воды не происходил после первоначального часа, и это указывало на хорошую изоляцию. Ячейку затем отключали на ночь при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм и открывали снова на следующее утро. И снова не было прорыва воды. Давление снова повышали ступенчато по 100 фунтов на квадратный дюйм до 1000 фунтов на квадратный дюйм (70,3 кг/см2). Каждое давление поддерживалось в течение 5 минут для наблюдения за возможным прорывом воды, перед тем как перейти к следующему уровню. При дифференциальном давлении 1000 фунтов на квадратный дюйм ячейку контролировали в течение 6 часов, при этом не происходило какого-либо прорыва воды. Ячейку снова отключали на ночь при таких же условиях температуры и давления. На следующее утро ячейку снова открывали и наблюдали в течение 24 часов при 1000 фунтов на квадратный дюйм, при этом какого-либо прорыва воды не было. Этот пример иллюстрирует, что гель имеет способность быть блокирующим агентом.

Пример 8. Пример 8 иллюстрирует способность закачивать стимулирующую текучую среду через блокирующий гель в формацию с перфорацией. Процедура испытаний предусматривала создание композиции геля, используемого в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера, с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Протокол был такой же, как в примере 6 со вставкой с канавками, стимулирующей перфорацию. Гель закачивался из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку и нагревался до 250ºF в течение двух часов при давлении 100 фунтов на квадратный дюйм для сшивания геля. Вертикальная ячейка заполнялась окрашенной водопроводной водой. Когда давление повышали, происходил прорыв воды при давлении 125 фунтов на квадратный дюйм, в геле создавалась канавка для воды около центра гелевого заполнения. Этот пример показывает, что стимулирующая текучая среда может успешно закачиваться через блокирующий гель в формацию с перфорациями.

Пример 9. Целый ряд испытаний был разработан для оценки того, как можно разрушить гель, если он уже не используется как блокатор. Результаты приведены в таблицах 1 и 2. В этих испытаниях использовались два различных разрушителя с различными концентрациями. Процедура испытаний предусматривала создание композиции геля, используемой в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Разрушители, как описано в таблицах 1 и 2, добавлялись к гелям. 400 мл гелей затем вводились в горизонтальную ячейку, теряющую текучую среду, как описано выше, и нагревались до указанной температуры при давлении 1000 фунтов на квадратный дюйм. Ячейки периодически открывались, чтобы посмотреть, не были ли разрушены гели. В таблице 1 показаны результаты использования GBW-25 в качестве разрушителя, и в таблице 2 показаны результаты использования разрушителя High Perm CRB (капсулированный персульфат аммония).

Таблица 1
GWB-25-разрушитель
Температура 250ºF 250ºF 250ºF 250ºF
Концентрация 50 чнм 25 чнм 25 чнм 10 чнм
Время 18 часов 18 часов 48 часов 24 часа
Результат Полностью разрушен 250 мл из 400 мл разрушено Большая часть структуры удалена, вязкость снижена 100 мл из 400 мл разрушено
Таблица 2
High Perm CRB-разрушитель
Температура 150ºF 150ºF 150ºF 150ºF
Концентрация 10 чнм 20 чнм 30 чнм 50 чнм
Время 24 часа 48 часов 24 часа 24 часа
Результат Начало разрушения Большая часть структуры удалена, вязкость уменьшилась Полностью разрушен Полностью разрушен

Эти результаты показывают, что гель может быть разрушен и время разрушения может быть изменено, что обеспечивает изобретению большую гибкость.

Многочисленные изменения и модификации могут быть внесены в объем настоящего изобретения.

1. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.

2. Способ по п.1, в котором борированная галактоманнановая камедь является продуктом реакции иона бората и гуара.

3. Способ по п.1, в котором скважина является вертикальной скважиной.

4. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(б) изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины посредством отверждения текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной заданной продуктивной зоны скважины посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны.

5. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит сшивающий агент.

6. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит разрушитель.

7. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит агент для изменения величины рН.

8. Способ по п.4, в котором галактоманнановая камедь содержится в масляной суспензии.

9. Способ по п.4, в котором подземная формация является сланцем.

10. Способ по п.4, в котором скважина имеет от около 8 до около 40 продуктивных зон.

11. Способ по п.4, в котором заданная продуктивная зона изолирована от других зон скважины без цементирования скважины.

12. Способ по п.4, в котором скважина является горизонтальной скважиной.

13. Способ по п.4, в котором скважина является вертикальной скважиной.

14. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) перфорируют продуктивную зону скважины;
(б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной продуктивной зоны;
(в) вводят в обсадную колонну над перфорированной продуктивной зоной, подвергнутой гидроразрыву, текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(г) изолируют зону этапа (в) посредством отверждения текучей среды для обработки скважины; и
(д) повторяют этапы (а)-(г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины.

15. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей подземной формации, в которую проходит скважина, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство;
(б) обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны посредством введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны.

16. Способ по п.15, в котором скважина является невертикальной скважиной.

17. Способ по п.15, в котором зональное изолирующее устройство является многоинтервальным изолирующим устройством для обработки разрывов.

18. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит сшивающий агент.

19. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит разрушитель.

20. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит агент для изменения величины рН.

21. Способ по п.15, в котором борированный гуар содержится в масляной суспензии.

22. Способ по п.15, в котором подземной формацией является сланец.

23. Способ по п.15, в котором ствол скважины имеет от около 8 до около 40 продуктивных зон.

24. Способ по п.15, в котором заданная продуктивная зона изолирована от других зон ствола скважины без цементирования ствола скважины.

25. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей подземной формации, в которую проходит невертикальная скважина, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят первый пакер в скважину;
(б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства;
(в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером;
(г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины;
(д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе (г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и
(е) повторяют этапы от (а) до (д) в другой зоне скважины.



 

Похожие патенты:
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.

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.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами.
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.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет эффективного использования полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

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 обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.
Наверх