Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта



Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта

 


Владельцы патента RU 2618542:

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

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи. В центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. После образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи.

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2478164, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.03.2013, Бюл №9), включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Производят гидроразрыв в горизонтальной части ствола скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидроразрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная слабым действием фронта вытеснения нефти газом в нефтяной залежи вследствие резкого падения давления в газовой залежи. Это объясняется тем, что газ по трещинам гидроразрыва пласта (ГРП) сначала попадает в дополнительный горизонтальный ствол, полностью заполняя его внутреннее пространство, выходит на устье скважины, а уже потом из дополнительного ствола газ по трещине гидроразрыва попадает в нефтяную залежь;

- во-вторых, небольшой охват трещинами газовой залежи, поскольку не учитывается направление развития трещин ГРП, выполняемых в дополнительной горизонтальной скважине. Это обусловлено тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен без учета минимального главного напряжения пласта σmin, в связи с чем трещины ГРП, выполненные из дополнительного горизонтального ствола, развиваются в газовой залежи частично, не обеспечивая ее полный охват;

- в-третьих, неравномерная и неполная выработка запасов нефти и низкая нефтеотдача в связи с тем, что газонапорный режим вытеснения нефти газом из нефтяной залежи непродолжителен по времени из-за падения пластового давления, в течение которого практически невозможно даже в форсированном режиме извлечь всю нефть из нефтяной залежи;

- в-четвертых, сложная технология ГРП при реализации способа, обусловленная тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен в непроницаемом пропластке, поэтому для создания гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами из ствола дополнительной горизонтальной скважины необходимо выполнить две трещины гидроразрыва. Первая трещина связывает дополнительный горизонтальный ствол с нефтяной залежью, а вторая - дополнительный горизонтальный ствол с газовой залежью.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (патент RU №2499134, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.11.2013, Бюл. №32), включающий бурение вертикальных скважин, а также добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. При этом бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вниз с выходом в нефтяную залежь и вверх с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. Причем в процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции, а при прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная слабым действием фронта вытеснения нефти газом в нефтяной залежи вследствие резкого падения давления в газовой залежи. Это объясняется тем, что газ по трещинам ГРП сначала попадает в дополнительный горизонтальный ствол, полностью заполняя его внутреннее пространство, выходит на устье скважины, а уже потом из дополнительного ствола газ по трещине гидроразрыва попадает в нефтяную залежь;

- во-вторых, небольшой охват трещинами газовой залежи из-за того, что не учитывается направление развития трещин ГРП, выполняемых в дополнительной горизонтальной скважине. Это обусловлено тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен без учета минимального главного напряжения пласта σmin, в связи с чем трещины ГРП, выполненные из дополнительного горизонтального ствола, развиваются в газовой залежи частично, не обеспечивая ее полный охват;

- в-третьих, неравномерная, неполная выработка запасов нефти и низкая нефтеотдача в связи с тем, что газонапорный режим вытеснения нефти газом из нефтяной залежи непродолжителен по времени из-за падения пластового давления, в течение которого практически невозможно даже в форсированном режиме извлечь всю нефть из нефтяной залежи;

- в-четвертых, сложная технология ГРП при реализации способа, обусловленная тем, что дополнительный горизонтальный ствол пробурен в непроницаемом пропластке, поэтому для создания гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами из ствола дополнительной горизонтальной скважины необходимо выполнить две трещины гидроразрыва. Первая трещина связывает дополнительный горизонтальный ствол с нефтяной залежью, а вторая - дополнительный горизонтальный ствол с газовой залежью.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности реализации способа, увеличение охвата трещинами газовой залежи и обеспечение равномерной и полной выработки запасов нефти из нефтяной залежи, увеличение нефтеотдачи, а также упрощение технологии ГРП при создании гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта, включающим бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи.

Новым является то, что в центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом, после образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи.

На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта содержит нефтяную залежь 1, разделенную непроницаемым пропластком 2, с газовой залежью 3.

В центре нефтяной залежи 1 (см. фиг. 1) с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол 4 и обсаживают его (на фиг. 1-4 не показано). Затем из вертикального ствола 4 (см. фиг. 1) в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь 1, бурят первый горизонтальный ствол 5' и обсаживают его (на фиг. 1-4 не показано).

На забое первого горизонтального ствола 5' (см. фиг. 1) производят гидроразрыв с образованием трещины 6'.

При образовании трещины 6' гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом 7'. Закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель, в объеме 1,5 м3 плотностью 1020 кг/м3 с утяжеленным проппантом 7, например, бисером стеклянным плотностью 3600 кг/м3, который в начавшейся образовываться трещине 6' утопает в жидкости гидроразрыва вследствие разности плотностей и исключает развитие трещины 6' вниз, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, например, в объеме 5 м3, что приводит к развитию трещины 6' только вверх, т.е. в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 из-за образования снизу трещины 6' плотной набивки из утяжеленного проппанта 7'. После образования трещины 6' разрыва из нефтяной залежи 1 в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 крепят ее проппантом 8', например, фракции 20/40 меш.

Изолируют интервал гидроразрыва (трещину 6' от гидравлического сообщения с первым горизонтальным стволом 5'), например, в первом горизонтальном стволе 5' со стороны вертикального ствола 4 устанавливают извлекаемую пакер-пробку 9'.

Выполняют перфорацию 10' первого горизонтального ствола 5'. На входе в первый горизонтальный ствол 5' устанавливают временную изоляцию 11, например глухой разбуриваемый пакер.

Затем из вертикального ствола 4 под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу 5' (см. фиг. 2) и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь 1, бурят второй горизонтальный ствол 5ʺ и проводят аналогичные технологические операции. Т.е. на забое второго горизонтального ствола 5ʺ (см. фиг. 1) производят гидроразрыв с образованием трещины 6ʺ.

Бурение горизонтальных стволов 5' и 5'' в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь 1, позволяет получить поперечные трещины 6' и 6ʺ относительно соответствующих горизонтальных стволов 5' и 5ʺ.

Для образования трещины 6ʺ гидроразрыва закачивают жидкости гидроразрыва с утяжеленным проппантом 7ʺ. Закачивают жидкость гидроразрыва, например линейный гель, в объеме 1,5 м плотностью 1020 кг/м с утяжеленным проппантом 7ʺ, например бисером стеклянным плотностью 3600 кг/м3, который в начавшейся образовываться трещине 6ʺ утопает в жидкости гидроразрыва вследствие разности плотностей и исключает развитие трещины 6ʺ вниз, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта, например, в объеме 6 м3, что приводит к развитию трещины 6ʺ только вверх, т.е. в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 из-за образования снизу трещины 6ʺ плотной набивки из утяжеленного проппанта 7ʺ.

После образования трещины разрыва из нефтяной залежи 1 в газовую залежь 3 через непроницаемый пропласток 2 ее крепят проппантом 8ʺ.

Изолируют интервал гидроразрыва (трещину 6ʺ от гидравлического сообщения со вторым горизонтальным стволом 5ʺ), например, во втором горизонтальном стволе 5ʺ со стороны вертикального ствола 4 устанавливают извлекаемую пакер-пробку 9ʺ.

Выполняют перфорацию 10ʺ второго горизонтального ствола 5ʺ.

После чего удаляют временную изоляцию, т.е. разбуриваемый пакер 11, установленный на входе в первый горизонтальный ствол 5'. Удаление производят путем разбуривания пакера 11 спуском долота на технологической колонне труб (на фиг. 1-4 не показано).

Далее спускают в вертикальный ствол 4 скважинный насос 12 и запускают его в работу, при этом газовая залежь 3 создает газонапорный режим в нефтяной залежи 1, создавая фронт вытеснения нефти 13' и 13ʺ вдоль первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов соответственно, из нефтяной залежи 1 вытесняет нефть через перфорационные отверстия 10' и 10ʺ соответственно в первый 5' и второй 5ʺ горизонтальные стволы и далее в вертикальный ствол 4, откуда нефть отбирается насосом 12 на устье.

При гидродинамическом сообщении трещинами 6' и 6ʺ нефтяной залежи 1 и газовой залежи 3 через непроницаемый пропласток 2 газ, находящийся в газовой залежи 3, создает газонапорный режим, давит сверху вниз на нефть в нефтяной залежи 1 и создает фронт вытеснения 13' и 13ʺ, выдавливает нефть в первый 5' и второй 5ʺ горизонтальные стволы. При этом происходит непрерывное снижение пластового давления как в нефтяной залежи 1, так и в газовой залежи 3, а соответственно происходит снижение дебитов первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов.

При снижении давления в нефтяной залежи 1 в два раза, например при начальном пластовом давлении 80 МПа, в процессе разработки нефтяной залежи 1 пластовое давление снижается до 40 МПа. На расстоянии 50 м от забоя первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине 14 и 15 соответственно. Вскрывают нефтяную залежь 1, т.е выполняют перфорацию 16 и 17 в вертикальных скважинах 14 и 15 соответственно. С устья вертикальных скважин 14 и 15 производят закачку воды с созданием искусственного фронта 18' и 18ʺ вдоль первого 5' и второго 5ʺ горизонтальных стволов и вытесняют остатки нефти из нефтяной залежи 1 через перфорационные отверстия 10' и 10ʺ соответственно в стволы первого 5' и второго 5" горизонтальных стволов и далее в вертикальный ствол 4, откуда нефть отбирается насосом 12 на устье.

Повышается эффективность реализации способа за счет того, что изолируют горизонтальные стволы, из которых произведен гидроразрыв, от попадания в них газа по трещинам гидроразрыва. Это позволяет более эффективно в сравнении с прототипом использовать энергию газа, т.е. давление газовой залежи 3 воздействует на нефтяную залежь 1, минуя горизонтальные стволы, и создает фронт вытеснения нефти, что приводит к более продолжительному эффекту вытеснения газом нефти из нефтяной залежи в сравнении с прототипом.

Вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены с учетом направления главного минимального напряжения пласта σmin, трещины гидроразрыва 6' и 6ʺ развиваются перпендикулярно направлению газовой залежи, что обеспечивает полный охват трещиной газовой залежи.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов нефти и увеличивается нефтеотдача, так как в предлагаемом способе сначала производят вытеснение нефти из нефтяной залежи в газонапорном режиме (за счет давления газа, по мере снижения пластового давления газа в нефтяной залежи), затем переходят на искусственное вытеснение нефти водой, что обеспечивает полное извлечение остатков нефти из нефтяной залежи, неохваченных газонапорным режимом воздействия.

За счет применения утяжеленного проппанта, образующего плотную набивку снизу, предотвращается равномерное развитие трещины в обе стороны относительно горизонтального ствола, поэтому достигается выполнение трещины гидроразрыва в направлении газовой залежи, что безусловно упрощает технологию ГРП и исключает выполнение нескольких трещин гидроразрыва для образования гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами, разделенными непроницаемым пропластком.

Предлагаемый способ разработки залежи нефти трещинами ГРП позволяет:

- повысить эффективность реализации способа;

- обеспечить равномерную выработку запасов нефти из нефтяной залежи и увеличить нефтеотдачу;

- упростить технологию ГРП при создании гидродинамической связи между нефтяной и газовой залежами.

Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта, включающий бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи, отличающийся тем, что в центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом, после образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины, крепление трещины закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность.

Группа изобретений относится к исследованиям параметров пластов на трубах. Техническим результатом является ускорение работ по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции.

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных скважин. Технический результат - повышение эксплуатационной надежности, обеспечение работоспособности установки при отборе скважинной продукции с высоким газовым фактором и увеличение добывных возможностей установки за счет упрощения насоса.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность. При этом регулировочное устройство состоит из электропривода, закрепленного снизу на погружном насосе, телескопического штока и винтового оголовка. При этом погружной насос установлен выше пакера. В пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней воронкой. В хвостовик герметично установлена винтовая втулка. При этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта в надпакерное пространство. Регулирование погружения винтового оголовка в винтовую втулку обеспечивается телескопическим штоком посредством электропривода, питаемого от кабеля погружного насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности ОРЭ двух пластов одной скважины за счет плавности регулирования смешения флюидов двух пластов одной скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх