Способ разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта


 


Владельцы патента RU 2549942:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта.

Известен способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины по разрезу продуктивной пачки до подошвы с последующим выходом в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб в самую нижнюю точку ствола, эксплуатацию скважины. Проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, ствол скважины обсаживают, перекрывают неустойчивые породы покрышки до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами нефти и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою, не выходят из пласта, причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины (патент РФ 2382183, кл. Е21 В43/16, Е21 В7/04, опубл. 20.02.2010).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача залежи, т.к. вырабатывается лишь часть высокопроницаемого прослоя, по которому проводят горизонтальный ствол. Низкопроницаемые прослои охватываются воздействием незначительно.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Гидравлический разрыв пласта проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидравлический разрыв пласта в интервалах с низкой проницаемостью. Дополнительно для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта (патент РФ №2374435, кл. Е21 В43/16, Е21 В43/26, опубл. 27.11.2009 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Гидравлический разрыв пласта (ГРП), проводимый в низкопроницаемом пласте, в той или иной степени захватывает высокопроницаемый пласт, что приводит к выработке последнего и низкому охвату низкопроницаемого пласта. Кроме того, в пластах с естественной трещиноватостью нефтеотдача известного способа окажется еще ниже. Последующий гидроразрыв в низкопроницаемом прослое приведет к частичному захвату уже выработанного и обводнившегося высокопроницаемого прослоя.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта, включающем 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, согласно изобретению по геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных 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.

Сущность изобретения.

На нефтеотдачу низкопроницаемого нефтяного пласта с проницаемостью менее 2 мД существенное влияние оказывает коэффициент охвата, повысить который можно за счет увеличения контакта скважин с продуктивным пластом и созданием сети трещин. Известно, что для этого используют горизонтальные скважины с многократным гидроразрывом пласта (МГРП). При этом исследования показывают, что низкопроницаемый коллектор является неоднородным по проницаемости и в большинстве случаев можно выделить прослой с существенно большей проницаемостью. В таком прослое и проводят горизонтальный ствол скважины. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать низкопроницаемые пласты данным способом. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - прослой неколлектора, 3 - горизонтальная скважина, 4 - трещины гидроразрыва, I, II, III - прослои пласта 1, Z - толщина пласта 1, Н - толщина прослоя II, S - расстояние между трещинами, h - толщина неколлектора, k1, k2, k3 - средние проницаемости соответственно прослоев I, II, III.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрыт вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами. По геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт 1 (фиг. 1), средняя проницаемость которого по объему не превышает 2 мД. При значениях проницаемости 2 мД и менее согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением МГРП эффективно, с точки зрения экономики.

Также по геофизическим исследованиям определяют, что проницаемость пласта 1 меняется по толщине не менее чем в десять раз. Например, выделили три прослоя пласта 1: I, II, III с соответственно средними проницаемостями k1, k2, k3. Пусть, например, k2>k1>k3. Каждый прослой неколлектора 2 в пласте 1 не превышает толщины в h=2 м. В наиболее проницаемом прослое II толщиной не менее H=1 м проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3.

Согласно исследованиям размещение горизонтального ствола в наиболее проницаемом прослое позволяет добиться максимальной продуктивности. При этом если проницаемость пласта меняется по толщине менее чем в десять раз, то зависимость эффективности эксплуатации скважины от размещения ствола именно в наиболее проницаемом прослое снижается. При наличии в продуктивном пласте прослоя неколлектора толщиной более 2 м, эффективность МГРП также снижается.

Проводку горизонтального ствола 3 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 прослою II. Исследования показывают, что проводка ствола при использовании наддолотного модуля в наиболее проницаемом прослое толщиной менее 1 м уменьшает эффективность ее последующей эксплуатации ввиду того, что некоторые участки скважины в процессе бурения могут выходить за пределы данного прослоя и соответственно иметь худшую продуктивность.

Таким образом, толщину прослоя II, проницаемость k2, наличие прослоев неколлектора и др. параметры определяют по вертикальным скважинам и уже затем принимают решение о бурении горизонтальной скважины 3.

Компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями S от 10 до 50 м. Согласно расчетам при количестве, меньшем чем 5 ступеней, эффективность МГРП снижается, а при большем чем 30, - в большинстве случаев экономически нецелесообразно. Аналогично, при расстоянии S между ступенями МГРП большем чем 50 м, эффективность МГРП снижается ввиду уменьшения коэффициента охвата, а при меньшем чем 10, - в большинстве случаев также экономически не целесообразно.

После бурения и заканчивания скважины 3 проводят нефтекислотный или пропантный МГРП. Получают трещины 4 гидроразрыва. Далее скважину промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяного пласта.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок нефтяного пласта 1, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной Z=30 м (фиг. 1), вскрыт четырьмя вертикальными скважинами по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м.

Пласт 1 залегает на глубине 1510 м. По геофизическим исследованиям в вертикальных скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт 1, средняя проницаемость которого составляет 2 мД. Средняя пористость пласта 1 равна 12%, начальное пластовое давление 16 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15,8 мПа·с.

Также по геофизическим исследованиям определяют, что проницаемость пласта 1 меняется по толщине в десять раз: с 1 до 10 мД. При этом выделяют три прослоя: I, II, III с соответственно средними проницаемостями k1=1 мД, k2=10 мД, k3=2 мД. Каждый прослой неколлектора 2 в пласте 1 не превышает толщины в h=2 м. В наиболее проницаемом прослое II толщиной H=1 м проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 400 м. Горизонтальный ствол размещают между вертикальными скважинами. При этом вертикальные скважины эксплуатируют другой пласт, их используют лишь для представления сведений о пласте 1.

Проводку горизонтального ствола 3 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 прослою II.

Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 20 и расстоянием между ступенями S=20 м.

После бурения и заканчивания скважины 3 проводят пропантный МГРП. Получают трещины 4 гидроразрыва. Далее скважину промывают и пускают в работу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 50 м. Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 5 и расстоянием между ступенями S=10 м.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Проектируют и бурят горизонтальную добывающую скважину 3 длиной горизонтального ствола 1500 м. Компоновку горизонтального ствола 3 выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней 30 и расстоянием между ступенями S=50 м.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 120,2 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,698 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,286 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях из скважины было добыто 99,6 тыс.т. нефти, коэффициент охвата составил 0,578 д.ед., КИН - 0,237 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,049 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.

Способ разработки многократным гидроразрывом низкопроницаемого нефтяного пласта, включающий 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, отличающийся тем, что по геофизическим исследованиям в вертикальных и/или наклонно-направленных 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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, 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.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель. Способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, добавление акцептора радикалов, поставку жидкости к необходимому месторасположению в подземном пласте для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва, позволение разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля вязкости. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил. 1 пр.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазовому оборудованию, в частности к оборудованию заканчивания скважин, и может быть применено при операциях многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Муфта содержит корпус с внутренними трапециевидными проточками, подвижный элемент в форме трубы с ответным выступом трапециевидной формы на наружной поверхности и седлом для посадки шара внутри, порт для проведения гидроразрыва, шар, активирующий подвижный элемент, полый поршень с отверстиями и поддерживающую пружину, установленную в полости под поршнем. Подвижный элемент выполнен без отверстия и снабжен двумя выступами трапециевидной формы на наружной поверхности и одним седлом. Седло размещено между выступами трапециевидной формы. Технический результат заключается в повышении надежности фиксации подвижного элемента в корпусе устройства и улучшении качества обработки ствола скважины за счет улучшения системы открытия портов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх