Способ гидравлического разрыва пласта в скважине


 


Владельцы патента RU 2571964:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины. Причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, а вторую часть разделяют на две равные порции. Сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м3 каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента. После этого в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. 10.06.2009 г., Бюл. №16), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м3; второй - в объеме 10-12 м3 и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м3, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м3/мин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой радиус дренирования скважин, так как в первой порции закачивается всего 3-8 м3 гелеобразной жидкости разрыва, поэтому при закачке дальнейших порций гелеобразной жидкости разрыва с проппантом невозможно продавить проппант глубже уже образованной трещины пласта (развить трещину), кроме того, применяется гелеобразная жидкость разрыва «Химеко» с одной динамической вязкостью и крепителем трещин одной фракции;

- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, которое происходит из-за того, что крепитель трещин добавляют только при закачке второй порции гелеобразной жидкости разрыва в объеме 10-12 м3, которую затем продавливают в пласт, поэтому проппант концентрируется в основном только в определенной зоне трещины пласта, т.е. в той зоне трещины пласта, куда удалось осуществить продавку проппанта;

- в-третьих, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта вследствие неравномерной закрепленности трещины в пласте, т.е. трещина при последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в короткий промежуток времени смыкается, что приводит к снижению производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК E21B 43/26, опубл. 27.01.2013 г., Бюл. №3), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещины (проппантом), причем перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:

Vг=K·Hп,

где Vг - суммарный объем жидкости разрыва, м3;

K - коэффициент перевода (K=11-12), м3/м;

Hп - высота интервала перфорации пласта, м,

общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 Vг - объем сшитого геля, а 1/3 Vг - линейного геля. Процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сПа до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 Vг объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш с расходом 1,5-2 м3/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м3/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сПа с добавлением проппанта фракции 20-40 меш со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м3/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м3/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность проведения ГРП, обусловленная тем, что по способу сначала циклически производится гидравлический разрыв пласта, а затем циклическое крепление образовавшихся трещин проппантом, при этом конечные участки трещин к моменту их заполнения проппантом успевают сомкнуться, что снижает пропускную способность трещин разрыва и ограничивает приток пластового флюида в ствол скважины;

- во-вторых, низкое качество крепления трещины в призабойной зоне пласта, так как в процессе освоения и эксплуатации скважины происходит вынос проппанта из трещины в ствол скважины, что приводит к смыканию трещины и снижению ее проводимости;

- в-третьих, вынос проппанта из трещины в ствол скважины приводит к абразивному износу насосного оборудования и выходу его из строя и, как следствие, к снижению межремонтного периода работы скважины;

- в-четвертых, применение сшитого геля в качестве жидкости гидроразрыва увеличивает гидравлическое сопротивление, при этом трещины получаются короткими и широкими, что ограничивает их применение в высокопроницаемых пластах, особенно при расположении вблизи водоносных пластов и пропластков.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности гидравлического разрыва пласта за счет крепления трещины, начиная с ее конечного участка, а также повышение качества крепления трещины в призабойной зоне пласта за счет создания структуры трещины, позволяющей неподвижно удерживать зерна проппанта в призабойной зоне пласта, исключающей выход проппанта в ствол скважины, а также увеличение межремонтного периода работы скважины за счет исключения абразивного износа насосного оборудования с возможностью реализации способа в высокопроницаемых пластах.

Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Новым является то, что после образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины, причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, а вторую часть разделяют на две равные порции, сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м3 каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента, после чего в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч.

На фигуре показан процесс реализации предлагаемого способа гидравлического разрыва пласта в скважине.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляют следующим образом.

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине включает перфорацию стенок скважины 1 каналами (перфорацией) 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. 10.06.2009 г.

Далее в скважину 1, в зону проведения ГРП, производят спуск колонны труб 3, например, колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером 4 так, чтобы пакер 4 находился на 5-10 м выше кровли 5 перфорированного продуктивного пласта 6 (см. фиг. 1), подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 - на уровне кровли 5 пласта 6.

Производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например, проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа).

Таким образом, герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины от воздействия высокого давления, возникающего в процессе ГРП.

Определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по следующей формуле:

Vг=k·Hп,

где Vг - общий объем гелированной жидкости разрыва, м3;

k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11;

Hп - высота интервала перфорации пласта, м.

В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта 6, в котором производят ГРП.

Например, высота интервала перфорации пласта равна 6 м. Подставляя в формулу Vг=k·Hп, получаем общий объем гелированной жидкости разрыва:

Vг=11(м3/м)·6(м)=66 м3.

Готовят гелированную жидкость разрыва - линейный гель - любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК C09K 8/68, опубл. 10.02.2010 г.

Закачивают в скважину 1 по колонне труб 3 гелированную жидкость разрыва - линейный гель - с динамической вязкостью, например, 30 сП до образования трещины разрыва 8 в пласте 6.

Закачку линейного геля производят через перфорационные каналы 2 с расходом, например, 4,0 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины разрыва 8, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 1. Например, при закачке линейного геля достигли давления 33 МПа, вследствие образования трещины разрыва 8 произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 23 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 15%, например от 4,5 до 5,2 м3/мин.

Использование линейного геля с вязкостью 30 сП в качестве жидкости разрыва в сравнении с сшитым гелем с вязкостью 150 сП создает меньшее сопротивление, вследствие сравнительно низкой вязкости. В результате закачки линейного геля, имеющего небольшую динамическую вязкость (30 сП) с высоким расходом, получаются длинные, но узкие трещины разрыва 8, например, длиной 25 м и шириной 30 мм, что эффективно в высокопроницаемых пластах при расположении вблизи них водоносных пластов и пропластков.

В процессе образования трещины 8 по колонне труб 3 в пласт 6 была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме, например, 26 м3.

В результате остается гелеобразная жидкость разрыва в объеме 40 м3 (Vг2=Vг-Vг1=66-26=40 м3).

Оставшийся объем гелированной жидкости разрыва (40 м3) разделяют на две равные части по 40 м3/2=20 м3 и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины.

В первой части закачивают жидкость-носитель в объеме 20 м3 с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3. Для этого по колонне труб 3 в трещину 8 пласта 6 через перфорационные каналы 2 закачивают и продавливают 20 м3 жидкости-носителя с (20 м3·600 кг/м3=12000 кг) 12 т проппанта. Таким образом, в пласте 6 трещина 8 крепится в зоне 9′ (конечный участок трещины 8).

Используемый при реализации предлагаемого способа проппант фракции 20-40 меш, 16/20 меш и проппант с полимерным покрытием фракции 16/20 меш изготавливают по ГОСТ Р 51761-2005 «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия».

Затем вторую часть жидкости-носителя (20 м3) разделяют на две равные порции по 20 м3/2=10 м3. Сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя в объеме 10 м3 с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракции 20/40 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести (V1) в соотношении 40%: 40%: 20% с концентрацией 800 кг/м каждого компонента.

Для этого по колонне труб 3 в трещину 8 пласта 6 через перфорационные каналы 2 закачивают и продавливают 10 м3 жидкости-носителя с (10 м3·800 кг/м3=8000 кг) 8 т крепителя трещин, представляющего собой смесь следующих компонентов в массовом выражении:

(8000 кг·40%/100%)=3200 кг=3,2 т - проппант фракции 20/40 меш;

(8000 кг·40%/100%)=3200 кг=3,2 т - проппант с полимерным покрытием фракции 16/20 меш;

(8000 кг·20% /100%)=1600 кг=1,6 т - гранулированная известь.

Таким образом, в пласте 6 трещина 8 крепится в зоне 9″.

Затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракции 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести (V2) в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента.

Для этого по колонне труб 3 в трещину 8 пласта 6 через перфорационные каналы 2 закачивают и продавливают 10 м3 жидкости-носителя с (10 м3·1000 кг/м3=10000 кг) 10 т крепителя трещин, представляющего собой смесь следующих компонентов в массовом выражении:

(10000 кг·20%/100%)=2000 кг=2,0 т - проппант фракции 20/40 меш;

(10000 кг·60%/100%)=6000 кг=6,0 т - проппант с полимерным покрытием фракции 16/20 меш;

(10000 кг·20%/100%)=2000 кг=2,0 т - гранулированная известь.

Таким образом, в пласте 6 трещина 8 крепится в зоне 9′′′ (в призабойной зоне пласта 6).

Повышается эффективность проведения ГРП за счет крепления трещины 8, начиная с ее конечного участка, проппантом мелкой фракции 16/20 меш с постепенным увеличением фракций проппанта и его концентрации в трещине в направлении призабойной зоны пласта, что исключает смыкание трещины в процессе ее крепления и позволяет сохранить пропускную способность трещины без ограничения притока пластового флюида в ствол скважины.

После чего в колонну труб 3 закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью: Vи=(V1+V2)=(1600 кг/800 кг/м3+2000 кг/1000 кг/м3)=4 м3 и продавливают его в призабойную зону 10 пласта 6 технологической жидкостью, например, сточной водой плотностью 1100 кг/м в полуторакратном объеме колонны труб 3, например, в объеме 3,8 м3.

Уксусная кислота выпускается по ГОСТ 19814-74.

Выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч. В результате реакции уксусной кислоты с известью образуется ацетат кальция и происходит выделение температуры достаточной для спекания проппанта с полимерным покрытием:

СаO+2CН3СОOН→Сa(СH3СОO)22O+t°.

При повышении температуры проппант с полимерным покрытием фракции 16/20 меш спекается с зернами обычного проппанта 20/40 меш, что снижает подвижность частиц проппанта, а спекшиеся частицы последней порции проппанта 16/20 меш и проппанта с полимерным покрытием образуют устойчивую структуру трещины 8 в призабойной зоне 10 пласта 6, предотвращающую вынос проппанта из трещины в ствол скважины 1 в процессе ее освоения и эксплуатации.

Предотвращение выноса проппанта из трещины 8 в ствол скважины 1 исключает абразивный износ насосного оборудования (на фигуре не показано) и выход его из строя, что позволяет продлить межремонтный период работы скважины 1 (см. фигуру).

Далее стравливают давление в колонне труб 3, производят распакеровку пакера 4 и извлекают пакер 4 с колонной труб 3 из скважины 1.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность гидравлического разрыва пласта и качество крепления трещины в призабойной зоне пласта, увеличить межремонтный период работы скважины и реализовать способ в высокопроницаемых пластах.

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины, отличающийся тем, что после образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины, причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, а вторую часть разделяют на две равные порции, сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м3 каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента, после чего в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа из подземных пластов. Способ действия, по меньшей мере, одного сосуда высокого давления для закачки суспензии твердых частиц в линию высокого давления содержит первый рабочий цикл, содержащий изоляцию, по меньшей мере, одного сосуда высокого давления от линии высокого давления и ввод измельченных твердых частиц в сосуд высокого давления через впускное отверстие для измельченных твердых частиц.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву пласта. Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

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.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Многослойный проппант получен на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул, с пикнометрической плотностью 2,0-3,5 г/см3 и размерами 0,2-2,5 мм.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является создание многофункционального состава для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, обладающего высокими адгезионными и прочностными характеристиками в широком диапазоне температур, и минерализации пластовых вод, а также обладающего высокими гидрофобизирующими, антикоррозийными, антибактерицидными свойствами при снижении отложения парафинов в призабойной зоне пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину содержит, мас. %: МПАВ 1,0-10,0, кремнийсодержащее вещество 0,5-15,0, карбамидоформальдегидный концентрат 0,5-10,0, карбамид 0,5-5,0 и вода остальное. Состав может дополнительно содержать, мас. %: ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид 1,0-5,0 и/или загуститель 1,0-10,0. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.
Наверх