Способ разработки нефтяной залежи гидравлическим разрывом пласта


 


Владельцы патента RU 2548264:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки нефтяных залежей. Способ включает разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, при этом коллектор пласта состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, проведение геохимического анализа добываемой нефти, проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта. Прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более двух метров. После бурения скважины отрабатывают не менее одного года, в течение которого с периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины, по результатам которых строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20. В тех скважинах, где площадь одной или нескольких конечностей звезды уменьшается во времени или где площадь звезды сразу отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм при наложении их всех друг на друга, проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта, после чего скважины пускают в работу. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и увеличении нефтеотдачи нефтяной залежи. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, эксплуатационный объект которых представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, либо является слоистым.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гидроразрыва пласта в скважинах с закачкой изолирующего материала. Перед проведением гидроразрыва пласта в скважинах проводят выдержку на переформирование залежи после основной стадии разработки, выделение участков залежи с купольной частью, вскрытие купольной части и анализ на наличие нефти, гидроразрыв пласта в скважинах с закачкой изолирующего материала проводят несколько ниже водонефтяного контакта по контуру нефтеносности купольной части, отбор нефти из купольной части залежи ведут на режимах, не допускающих конусообразования воды (патент РФ 2164592, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/26, опубл. 27.03.2001).

Недостатком известного способа является отсутствие учета неоднородности и расчлененности коллектора, что приводит к невысокому коэффициенту охвата и соответственно невысокой нефтеотдаче.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины и осуществление гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта проводят комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проектирование и реализацию гидравлического разрыва пласта проводят на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, при этом направление трещин гидроразрыва задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, а период эффективной работы трещин гидроразрыва увеличивают закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва. Дополнительно в сложно построенных залежах с газовой шапкой изолируют низ и/или верх трещины гидроразрыва от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (патент РФ №2135750, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/26, опубл. 27.08.1999 - прототип).

Недостатком известного способа также являются невысокие коэффициент охвата и коэффициент нефтеизвлечения, т.к. не учитываются гидродинамические связи пластов и пропластков, вскрываемых скважинами, если залежь является многопластовой и/или слоистой.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи гидравлическим разрывом пласта, включающим разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, коллектор которого состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, геохимический анализ добываемой нефти, проектирование и проведение гидравлического разрыва пласта, согласно изобретению прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более двух метров, после бурения скважины отрабатывают не менее одного года, в течение которого с периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины, по результатам которых строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20, в тех скважинах, где площадь одной или нескольких конечностей звезды уменьшается во времени или где площадь звезды сразу отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм при наложении их всех друг на друга, проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта, после чего скважины пускают в работу.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, коллектор которой представлен, по меньшей мере, двумя продуктивными пластами, пропластками, либо является слоистым, существенное влияние оказывает коэффициент охвата пласта. Скважины даже при разбуривании плотной сеткой не вскрывают все пропластки, линзы и т.д. Кроме того, часть даже вскрытых пропластков ввиду наличия неоднородности по проницаемости в процессе разработки остаются невыработанными. Таким образом, чем больше таких неоднородных по толщине и/или по площади пластов или пропластков будет иметь достаточно проницаемую гидродинамическую связь со скважинами, тем будет выше нефтеотдача залежи. Известно, что для этого используют гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют подобрать скважины-кандидаты для проведения ГРП с точки зрения подключения «неработающих» пластов или пропластков, что не позволяет повысить охват пласта и нефтеотдачу. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлены звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС15, построенные по результатам геохимических анализов нефти скважин 1-5 на начало разработки и через год после разработки. На осях диаграмм 1-12 дано отношение высот выбранных пар хроматографических пиков.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора разбуривают вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами. Например, пятью скважинами 1-5. Продуктивный коллектор залежи состоит, по меньшей мере, из двух нефтенасыщенных пластов, либо является слоистым. Продуктивные пласты разделены прослоем неколлектора толщиной не более двух метров. Исследования показывают, что при толщине прослоя неколлектора более двух метров эффективность ГРП значительно снижается.

После бурения скважин 1-5 проводят вторичное вскрытие всех пластов и пускают скважины в работу. С периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины в течение времени не менее одного года. По известному методу на основе фрагментов хроматограмм в интервале нС8-нС20 выбирают пары пиков. Исследования показывают, что в более высокомолекулярной области хроматограмм (выше нС20) для большинства нефтей подходящие пики отсутствуют. Также практически отсутствуют низкомолекулярные области хроматограмм (ниже нС8). Далее на лучах звездных диаграмм наносят значения отношений выбранных пар хроматографических пиков. Таким образом, строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20 в течение времени не менее одного года и с периодичностью не реже одного раза в месяц. Согласно исследованиям за период времени, меньший чем один год, для большинства месторождений не удается проследить падение одного или нескольких пиков. Также периодичность геохимических анализов более одного месяца приводят к тому, что часть небольших пропластков или линз, особенно с ухудшенными коллекторскими свойствами, может быть упущена из виду в связи с их кратковременной реакцией.

На фиг. 1 приведены звездные диаграммы данных пяти скважин на начало разработки и через год после разработки. Промежуточные диаграммы не приведены. Видно, что по скважине 4 диаграмма значительно отличается от остальных, что свидетельствует об отсутствии флюидосообщаемости между пластами. Площадь звезды по скважине 4 уже с начала разработки отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм (скважин 1, 3, 4, 5) при наложении их всех друг на друга. Исследования показывают, что отличие менее чем на 10% в площади объясняется прочими причинами (такими как погрешность анализов и др.) и не связано с наличием или отсутствием сообщаемости пластов.

По скважине 2 также видно, что площадь конечностей звезды (пары 2 и 8) через год после разработки уменьшилась по сравнению с началом разработки. Это означает, что один или несколько пропластков перестают работать. Исследования показывают, что в большинстве случаев это связано с различием в продуктивностях пластов, «загрязнением» одного из пластов, а также наличием зон неколлектора в зональном плане.

Таким образом, скважины 2 и 4 являются кандидатами для ГРП для вовлечения неработающих пластов в разработку. Далее проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта. После этого скважины пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Пример конкретного выполнения способа.

Участок массивной нефтяной залежи, представленный карбонатным типом коллектора, в котором выделяются два пласта, разделенные прослоем неколлектора толщиной 2 м, вскрывают пятью скважинами 1-5 с расстоянием между скважинами 300 м. Скважины 1, 2 и 3 являются вертикальными, а 4 и 5 - горизонтальными. Пласты участка залежи представлены чисто нефтяной зоной общей толщиной 10 м. При этом каждый из пластов, в свою очередь, является слоистым и неоднородным как по толщине, так и по площади.

Кровля верхнего продуктивного пласта залегает на глубине 890 м, проницаемость пласта составляет 50-100 мД, средняя пористость 15%, начальное пластовое давление 10 МПа, вязкость нефти в пластовых по данным замеров составляет 42-56 мПа·с.

После бурения скважин 1-5 проводят вторичное вскрытие всех пластов и пускают скважины в работу. С периодичностью один раз в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины 1-5 в течение времени один год. По результатам геохимических анализов на основе фрагментов хроматограмм в интервале нС8-нС20 выбирают пары пиков. Далее на лучах звездных диаграмм наносят значения отношений выбранных пар хроматографических пиков. Таким образом, строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20 через каждый месяц в течение одного года.

На фиг. 1 приведены звездные диаграммы данных пяти скважин на начало разработки и через год после разработки. Промежуточные диаграммы не приведены. Видно, что по скважине 4 диаграмма значительно отличается от остальных, что свидетельствует об отсутствии флюидосообщаемости между пластами. Площадь звезды по скважине 4 уже с начала разработки отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм (скважин 1, 3, 4, 5) при наложении их всех друг на друга.

По скважине 2 также видно, что площадь конечностей звезды (пары 2 и 8) уменьшается во времени. Это означает, что один или несколько пропластков перестают работать ввиду различных причин.

Таким образом, скважины 2 и 4 являются кандидатами для ГРП для вовлечения неработающих пластов в разработку. Далее проектируют и проводят в вертикальной скважине 2 нефтекислотный гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальной скважине 4 - многократный нефтекислотный гидравлический разрыв пласта. Затем скважины 2 и 4 пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 453,2 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,647 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,356 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях из скважины было добыто 401,0 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,573 д.ед., КИН - 0,315 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,041 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет за счет рационального вовлечения неработающих пластов в разработку увеличить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Способ разработки нефтяной залежи гидравлическим разрывом пласта, включающий разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, коллектор которого состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, геохимический анализ добываемой нефти, проектирование и проведение гидравлического разрыва пласта, отличающийся тем, что прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более двух метров, после бурения скважины отрабатывают не менее одного года, в течение которого с периодичностью не реже одного раза в месяц проводят геохимические анализы добываемой нефти каждой скважины, по результатам которых строят звездные диаграммы в интервале хроматограмм нС8-нС20, в тех скважинах, где площадь одной или нескольких конечностей звезды уменьшается во времени или где площадь звезды сразу отличается более чем на 10% от средней площади совпадающих звездных диаграмм при наложении их всех друг на друга, проектируют и проводят в вертикальных и наклонно-направленных скважинах гидравлический разрыв пласта, а в горизонтальных - многократный гидравлический разрыв пласта, после чего скважины пускают в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности дегазации угольного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Система содержит трубчатую колонну и пустотелый активационный шар.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает отсыпку забоя, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты. Технический результат - повышение эффективности добычи углеводородов. По способу изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта. Используют селективную закачку для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта. При этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта. Изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта. Осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта. Осуществляют испытания ступенчатого изменения давления по меньшей мере на одном слое пласта в совокупности слоев пласта. Испытание ступенчатого изменения давления включает в себя открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины. При этом один из слоев пласта вскрывают при заданном давлении. Осуществляют обратный поток флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта. Осуществляют повторное вскрытие одного из слоев пласта один или более раз. При этом давление вскрытия пласта уменьшают каждый раз. Определяют режим, при котором давление вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта. В ответ на определение того, что давление повторного вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к способу и устройству интенсификации добычи нефти. Способ включает спуск в скважину механического устройства, создающего раздвигающее усилие с помощью поперечно раздвигающихся в одной продольной плоскости плашек на стенки необсаженной скважины для создания трещины. При этом устройство спускают в горизонтальную скважину и ориентируют его так, чтобы раздвигающее усилие было направлено вверх и вниз. Устройство для осуществления способа содержит корпус, соединенный с корпусом цилиндр, в котором размещен рабочий поршень, соединенный с клиновым толкателем, который оснащен парными плашками, выполненными с возможностью перемещения относительно клинового толкателя при взаимодействии с корпусом и поперечного раздвижения в одной продольной плоскости. При этом устройство снабжено одним или несколькими дополнительными корпусами с клиновыми толкателями и плашками, последовательно соединенными снизу с корпусом. Причем клиновые толкатели жестко соединены между собой. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидравлического разрыва пласта. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применен для разработки низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта. Способ включает проектирование и бурение горизонтальных скважин в пласте, ранее вскрытом вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции. По геофизическим исследованиям в скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проницаемость которого меняется по толщине не менее чем в десять раз, при этом средняя проницаемость пласта по объему не превышает 2 мД, а каждый прослой неколлектора в пласте не превышает толщины в 2 м. В наиболее проницаемом прослое толщиной не менее 1 м проектируют и бурят горизонтальную скважину, при этом проводку горизонтального ствола осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому участку. Компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и увеличении нефтеотдачи нефтяного пласта. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачивание жидкости гидроразрыва по колонне НКТ с пакером в низкопроницаемый пласт и создание трещины гидравлического разрыва в низкопроницаемом пласте с последующим креплением трещины закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска колонны НКТ в скважину перфорируют интервал водоносного пропластка низкопроницаемого пласта с образованием перфорационных отверстий. Затем на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают заглушкой, нижними рядами отверстий, пакером, верхними рядами отверстий и дополнительным пакером. Причем внутри колонны НКТ устанавливают подвижную втулку, оснащенную радиальными каналами, герметично перекрывающую в исходном положении нижние ряды отверстий колонны НКТ и сообщающую колонну НКТ через верхние ряды отверстий и перфорационные отверстия с водоносным пропластком. При этом внутри подвижной втулки устанавливают седло, подвижную втулку и седло в исходном положении относительно колонны НКТ фиксируют дифференциальным срезным элементом. Спускают колонну НКТ в скважину, сажают пакер и дополнительный пакер в скважине так, чтобы они герметично отсекали водоносный пропласток с двух сторон, производят изоляцию верхнего водоносного пропластка закачкой и продавкой водоизоляционной композиции по колонне НКТ через верхние ряды отверстий в водоносный пропласток через ее перфорационные отверстия под давлением, в 2 раза меньшим давления гидравлического разрыва пласта, выдерживают технологическую паузу на затвердевание водоизоляционной композиции, после чего с устья скважины сбрасывают в колонну НКТ шар, создают избыточное давление в колонне НКТ. При этом сначала разрушают срезной элемент и под действием избыточного давления выше шара перемещают подвижную втулку по колонне НКТ вниз до упора в заглушку колонны НКТ, продолжают повышать избыточное давление в колонне НКТ и вновь разрушают срезной элемент. При этом под действием избыточного давления выше шара седло перемещают вниз до упора в заглушку. Верхние ряды отверстий колонны НКТ герметично отсекаются подвижной втулкой, а нижние ряды отверстий колонны НКТ посредством радиальных каналов подвижной втулки сообщаются с колонной НКТ. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. Выявляют участок залежи с низким пластовым давлением и нагнетательной скважиной с низкой приемистостью. Проводят гидравлический разрыв в выявленной нагнетательной скважине. Проводят разработку до увеличения пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах. Проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления. При этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, а в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. В нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. Разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины. Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважины. Способ включает отсыпку забоя, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Для отсыпки забоя используют проппантный отход производства гидроразрыва. Доставляют отход на забой порциями посредством желонки. Технический результат заключается в сокращении расхода материалов для гидроразрыва. 1 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением стандартного рабочего расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин. При продавке проппантно-гелевой смеси проводят пошаговое снижение расхода жидкости с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2,0 м3/мин. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации работы скважины за счет создания более широкой и проводящей трещины в призабойной части пласта. 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва горной породы. Устройство состоит из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара с уплотнительными кольцами, и стопорящей гайки. Рабочая камера поршневой пары сообщена с каналом корпуса, а в ее цилиндре выполнено радиальное отверстие с возможностью сообщения с рабочей камерой поршневой пары при пакеровании скважины упругими уплотнительными элементами и дополнительного сжатия упругих уплотнительных элементов при давлении гидроразрыва с самозапиранием изолированного участка скважины. Упругие уплотнительные элементы выполнены из мягкого материала и армированы жесткими элементами с различными упругими свойствами с возможностью равномерного радиального расширения этих уплотнительных элементов по всей их длине. Технический результат заключается в повышении герметизирующей способности устройства и упругих свойств упругих уплотнительных элементов. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам подготовки и обработки для интенсификации притока скважины. Способ подготовки боковых стволов скважины включает бурение множества боковых стволов скважины из по существу вертикальной скважины. Устанавливают дефлектор селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы между каждой соответствующей парой боковых стволов. Осуществляют гидроразрыв множества боковых стволов скважины в одном рейсе заканчивания посредством последовательной изоляции боковых стволов из множества боковых стволов скважины и подачи текучей среды гидроразрыва к каждому последовательно изолируемому боковому стволу скважины по мере спускания. Техническим результатом является повышение эффективности гидроразрыва боковых стволов скважины без подъема оборудования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 37 ил.
Наверх