Способ интенсификации работы скважины


 


Владельцы патента RU 2531716:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами.

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 интервала 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 тн 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).

Недостатком известных способов является то, что способы успешно и эффективно применимы при разрыве однородных пластов, в то время как в неоднородных пластах развитие трещины происходит в зонах с минимальным напряжением и наиболее высокой проницаемостью, не затрагивая прочие зоны, вследствие чего эффективность гидроразрыва становится невысокой.

В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

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, в переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3, повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии, в конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости для ограничения роста устьевого давления.

Сущность изобретения

Согласно предложенному способу кандидатами на проведение гидроразрыва пласта являются переслаиваемые и неоднородные коллектора, представленные песчаниками, заглинизированными песчаниками и алевролитами, т.е. эффективная мощность таких пластов неоднородна по толщине, пропластки коллектора различаются по таким параметрам как проницаемость, пористость, глинистость, значение минимального горного напряжения. При проведении процесса стандартного гидроразрыва в таких коллекторах развитие трещины происходит в зонах с минимальным напряжением и наиболее высокой проницаемостью, далее закрепление созданной трещины происходит в основном в данной зоне. Пропластки с низкой проницаемостью остаются незначительно упакованы расклинивающим агентом. В результате, после проведения процесса гидроразрыва высокопроводимой остается не вся толщина пласта, а только наиболее проницаемая часть, тем самым вырабатывается не весь потенциал пласта. В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт. Задача решается следующим образом.

Обычно гидроразрыв выполняют с применением проппанта трех фракций: 20/40 меш - 10-20%, 16/20 меш - 60-80%, 12/18 меш - 10-20%. Фракция проппанта 16/20 меш является основной в отношении ко всему объему проппанта, более крупная (12/18 меш и крупнее) и, соответственно более проводимая, на конечной стадии занимает меньший объем, в итоге получается закрепление трещины крупной фракцией только в околоскважинной части и неравномерно по толщине продуктивного коллектора.

Для более эффективного проведения гидроразрыва неоднородных и расчлененных пластов предлагается применять для снятия напряжения в призабойной зоне пласта и создания проводящего канала на начальной стадии фракцию проппанта 20/40 меш в объеме от 10 до 40% от общего объема проппанта, а за основной тип применять проппант фракции 12/18 меш и выше в объеме от 60 до 90% от общего объема проппанта. Проведение гидроразрыва следует проводить с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3, с плавным повышением концентрации по стадиям, начиная со второй стадии не более чем на 50 кг/м3: 120, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500 кг/м3). Применение невысокой концентрации проппанта (не более 500 кг/м3) связано с более высокими потерями давления на трение при прохождении проппанта через призабойную зону при закачке большего объема крупной фракции, чем при стандартном гидроразрыве. В конечной стадии с целью ограничения роста устьевого давления из-за высоких потерь давления на устье производят снижение расхода жидкости до выравнивания давления. Предлагаемый способ позволяет увеличить высоту созданной и закрепленной трещины, проводимость в призабойной части пласта. Созданная и закрепленная трещина предлагаемым способом позволяет существенно увеличить продуктивность неоднородных пластов, вовлечь в активную разработку ранее слободренируемые пропластки, создание высокопроводящей трещины, закрепленной по всей толщине пласта позволяет максимально использовать потенциал скважины.

Пример конкретного выполнения

Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.

Объекты интенсификации: пласт Д1а, состоящий из двух пропластков в интервалах 1810,9-1813 м, 1813,6-1814,6 м, пласты отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 0,6 м.

Литология объектов: верхний пропласток - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 256,2 мД, пористость 17%, глинистость 1,7%); нижний пропласток - алевролиты (абсолютная проницаемость 43,4 мД, пористость 15,4%, глинистость 7,2%).

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.

Спускают насосно-компрессорные трубы, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1816 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1803 м и производят посадку пакера.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: Д162, перфорирован в интервале 1821,8-1823 м, отсыпан песком.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-480 м3/сут, начальное давление Рнач = 12 МПа, конечное давление Ркон = 12 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,15 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 27 м3 на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м3. Реология - температура 27°C, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 24 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 1,5 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 полученных данным обработки тестовой закачки.

Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.

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 концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м3, 200 кг/м3, 250 кг/м3, 300 кг/м3, 350 кг/м3, 400 кг/м3, 450 кг/м3, 500 кг/м3 и давлении на устье скважины начальным 25 МПа, конечным 26,1 МПа, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Рабочий расход при основном процессе 2,7 м3/мин, в конечной стадии с целью ограничения критического роста устьевого давления не более чем на 5 МПа из-за высоких потерь давления на устье производят снижение расхода жидкости с 2,8 м3/мин до 2,6 м3/мин, при этом устьевое давление увеличивается с 25 до 26,1 МПа, т.е. не происходит критического роста устьевого давления, это снижает риск возникновения технологического «стопа» при основном процессе (критическим бы являлся рост устьевого давления на 5 МПа и более при закачке конечной стадии). 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 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 86,3 м; закрепленная - 58,8 м; высота трещины созданная - 27,2 м; закрепленная - 3,4 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 1,86 мм, максимальная ширина трещину у интервалов перфорации 12,78 мм; концентрация проппанта в интервале продуктивной части пласта Д1а 2,26 кг/м2. Масса закачанного проппанта 9000 кг.

Скважина введена в эксплуатацию через 5 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 10 раз без роста обводненности продукции.

Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.

Из приведенных значений в таблице №1 видно, что отличительными особенностями предлагаемого способа является применение крупных фракций (12/18 и 10/14 меш), составляющих 66% от общего объема проппанта. Повышение концентрации проппанта при основном процессе проводится по стадиям плавно, с увеличением не боле чем на 50 кг/м3 на стадию, начиная со второй стадии. Применение невысокой концентрации проппанта (не более 500 кг/м3) связано с более высокими потерями давления на трение при прохождении проппанта через призабойную зону при закачке

Таблица 1.
Сопоставительные параметры Предложенный способ Контрольный способ
Назначение скважины Добывающая Добывающая
Интервалы перфорации неоднородного пласта, м 1810,9-1813 1813,6-1814,6 1855,6-1856,7 1856,7-1858,8
Проницаемость (фазовая) верхнего и нижнего пропластков, мД 75/32 55/145
Пористость верхнего и нижнего пропластков, % 17/15,4 17,3/21,2
Общая толщина перфорированной части пласта, м 3,1 3,2
Литология коллектора Заглинизированный песчаник Заглинизированный песчаник
Фракционный состав проппанта 20/40-3 тн 20/40-2 тн
12/18-4 тн 16/30-5 тн
10/14-2 тн 12/18-2 тн
Объем проппанта, тн 9 9
Расход при закачке, м3/мин 2,7 2,5
Максимальная концентрация проппанта, кг/м3 500 700
Концентрация по стадиям, кг/м3
1 120 120
2 200 200
3 250 250
4 300 300
5 350 350
6 400 400
7 450 500
8 500 600
9 500 700
Длина трещины созданная/закрепленная (одно крыло), м 86,3/58,8 132,76/104,72
Высота трещины созданная/закрепленная, м 27,2/3,4 19,9/3,1
Ширина трещины после смыкания максимальная/средняя, мм 12,78/1,86 10,9/1,44
Проводимость трещины, мД/м 812,66 478,31

большего объема крупной фракции, чем при стандартном гидроразрыве. В конечной стадии с целью ограничения роста устьевого давления из-за закачки крупнофракционного проппанта и избежания получения технологического «стопа» производят снижение расхода жидкости с 2,8 м3/мин до 2,6 м3/мин. Полученная таким образом трещина имеет большую проводимость, высоту и ширину закрепленной части, чем при стандартном процессе, хотя общая толщина перфорированной части пластов и количество проппанта одинаковы. Таким образом, предлагаемый способ позволяет эффективно проводить гидроразрыв в скважинах с неоднородными и переслаиваемыми коллекторами. Способ отличается от стандартного гидроразрыва тем, что позволяет создавать равномерную трещину по всей толщине пласта с учетом переслаиваний и неоднородностей пласта, закрепляя проппантной пачкой не только наиболее проницаемые, но и заглинизированные пропластки, тем самым вовлекая запасы по слабопроницаемым пропласткам в активную разработку.

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 в переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3, повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии, в конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления.



 

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 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 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.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

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.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов. Технический результат - получение упрочненной гидрофобной легковесной микросферы. В способе комплексной переработки перлита, включающей помол исходного сырья, приготовление шликера, формирование и сушку гранул путем подачи шликера в башенное распылительное сушило, последующее вспучивание микросфер, отделение отходов, во время приготовления шликера в суспензию дополнительно вводят комплексную стеклообразующую добавку, содержащую гидроксид натрия, колеманит, оксид цинка и неорганический фторид при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксид натрия - 0,5-2,0, колеманит 0,1-3,0, оксид цинка- 0,05-2,0, неорганический фторид - 0,2-6,0, перлит - остальное, а некондиционные фракции вспученного перлита подвергают мокрому помолу до фракции менее 2 мкм и высушивают, получая гомогенную, универсальную спекающую добавку. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх