Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва



Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва
Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва

 


Владельцы патента RU 2626502:

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

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП. Перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом. Причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4 мас.% гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта. При этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в упрощении технологии определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва; повышении надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины; сокращении продолжительности процесса реализации способа. 6 ил.

 

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта и может быть использовано для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта.

Известен способ определения параметров системы трещин гидроразрыва (патент RU №2507396, МПК Е21В 47/14, опубл. 20.02.2014 г., бюл. №5), включающий возбуждение упругих колебаний источником колебаний в скважине, пересекающей трещины гидроразрыва, регистрацию в точках приема по меньшей мере в одной соседней скважине резонансных колебаний, излучаемых системой трещин гидроразрыва при возбуждении в буровой жидкости упругих колебаний, и определение параметров системы трещин по возникающим при этом в трещинах резонансным колебаниям. С целью повышения однозначности определения параметров системы трещин гидроразрыва возбуждение колебаний в скважине и их регистрацию проводят до и после гидроразрыва. При этом для каждой фиксированной пары источник-приемник формируют разностную сейсмическую запись из записей, полученных до и после гидроразрыва. На разностной сейсмозаписи выделяют сигналы, излучаемые системой трещин, и по этим сигналам судят о параметрах трещин. Причем резонансную частоту системы трещин гидроразрыва определяют по максимуму интенсивности возбуждаемых системой трещин колебаний путем изменения частоты в скважине колебаний в пределах от нижней границы диапазона возбуждаемых непрерывных колебаний до верхней границы. Сейсмические колебания, излучаемые системой трещин гидроразрыва, регистрируют в скважинах, расположенных в различных направлениях от скважины, пересекающей трещины гидроразрыва, и по кинематическим и динамическим параметрам зарегистрированных сигналов судят о параметрах системы трещин, причем дополнительно одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрируют колебания в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне.

Недостатки способа:

- во-первых, технологическая сложность реализации способа, связанная с тем, что дополнительно одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрируют колебания в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне;

- во-вторых, низкая надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как направление трещин регистрируют в скважинах, расположенных в различных направлениях от скважины, пересекающей трещины гидроразрыва, и по кинематическим и динамическим параметрам зарегистрированных сигналов судят о параметрах направления трещины, причем если сигнал слабый, то информация будет недостоверной, т.е. направление развития трещины будет определено ошибочно;

- в-третьих, длительность процесса, связанная с регистрацией сигналов о параметрах направления трещины в соседних скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва (а.с. №1629521, МПК Е21В 47/10, опубл. 23.02.1991 г., бюл. №7), включающий возбуждение вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, после проведения гидроразрыва измерение расположенными на поверхности земли приемниками амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Дополнительно возбуждают поперечную волну до проведения гидроразрыва, ориентируют приемники вдоль линии поляризации возбуждаемой волны и измеряют амплитуду волнового поля. Изменяют направление поляризации на угол α, повторяют возбуждение волны и измерение амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, а пространственную ориентацию трещины гидроразрыва определяют по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва.

Недостатки способа:

- во-первых, сложность реализации способа, связанная с возбуждением вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, а также дополнительной одновременно с регистрацией колебаний в соседней скважине регистрацией колебаний в точках приема, расположенных в приповерхностной зоне;

- во-вторых, низкая надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как приемники амплитуд волнового поля, по которым определяют пространственную ориентацию трещины, расположены на поверхности земли и могут иметь нечеткий сигнал, особенно в скважинах с глубиной до 2000 м, в связи с чем определить направление ориентации трещины будет невозможно;

- в-третьих, низкая эффективность способа, обусловленная тем, что направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва определяют расчетным путем по величине разности амплитуд, измеренных при одинаковом направлении поляризации волны, возбужденной до и после гидроразрыва, причем ошибка в расчете может указать иное направление пространственной ориентации трещины гидроразрыва, чем то направление, в котором она сориентирована в действительности;

- в-четвертых, продолжительность технологического процесса, связанная с многократными повторениями возбуждения волны и измерения амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°,что увеличивает трудозатраты на реализацию способа.

Техническими задачами изобретения являются упрощение технологии реализации способа, а также повышение надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины, сокращение продолжительности процесса реализации способа.

Поставленные задачи решаются способом определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, включающим проведение гидроразрыва пласта - ГРП, с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.

Новым является то, что перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом, причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях, по окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва.

На фиг. 1, 3, 4 схематично и последовательно изображены этапы реализации способа.

На фиг. 2 представлен график-развертка по периметру ствола скважины при вращении колонны труб с геофизическим прибором до проведения ГРП.

На фиг. 5 представлен график-развертка по периметру стола скважины при вращении колонны труб с геофизическим прибором после проведения ГРП.

На фиг. 6 в сечении А-А показано направление пространственной ориентации трещины.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

В скважину 1 (см. фиг. 1) в интервал пласта 2, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб 3 спускают геофизический прибор 4.

Вращением (с устья скважины 1) колонны труб 3 с геофизическим прибором 4 на угол 360°, например, против часовой стрелки, производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта 2.

Геофизический прибор 4 представляет скважинный снаряд нейтронного гамма-каротажа, включающий в себя источник нейтронов и детектор гамма-излучения.

Таким образом, перед проведением ГРП вращают колонну труб 3 (см. фиг. 1 и 2) с геофизическим прибором 4 и замеряют (определяют) нейтронно-поглощающую способность пласта 2 путем чередования импульсов нейтронов и замеров плотности потока нейтронов, т.е. облучают породу пласта 2 кратковременными потоками быстрых нейтронов. По результатам замера строят график (см. фиг. 2) (развертка по периметру ствола скважины на 360°), который в породе пласта 2 (см. фиг. 1 и 2) показывает значение времени жизни нейтронов (t, мкс) в зависимости от азимута (угол, °).

По графику (см. фиг. 2) видно, что время жизни тепловых нейтронов в результате их взаимодействия с исследуемой породой пласта 2 составляет t=56-62 мкс.

Для проведения ГРП в скважину 1 (см. фиг. 3) спускают колонну труб 3 с пакером 5. Производят посадку пакера 5 в скважине 1, при этом пакер 5 находится, например, на расстоянии 1=7 м выше кровли пласта 2. Посадка пакера 5 в скважине 1 обеспечивает герметизацию заколонного пространства 6, что предохраняет стенки скважины 1 от воздействия высокого давления в процессе проведения ГРП и исключает вероятность их повреждения, при этом применяют любой известный пакер, обеспечивающий герметизацию при давлении ГРП, например, максимальном давлении 35,0 МПа.

Далее производят ГРП с образованием трещины и ее крепление проппантом любым известным способом. Сначала производят ГРП с образованием трещины разрыва. Для этого производят закачку жидкости разрыва, например, линейного геля под давлением 28,0 МПа и образуют трещину разрыва 7.

Затем производят крепление трещины 7 закачкой проппанта 8. В процессе крепления трещины 7 проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают в 4/5 части проппант 8 от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант 9, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях.

Например, при общей массе проппанта 8, равной 10 т: первой порцией закачивают проппант 8, например, фракции 20/40 меш в количестве 10 т⋅4/5=8 т в любой известной жидкости-носителе, например, сшитом геле.

Затем крепят трещину 7 (см. фиг. 3) закачкой второй порции маркированного проппанта 9, той же фракции 20/40 меш в сшитом геле в 1/5 части от общей массы проппанта, т.е. 10 т⋅1/5=2 т, содержащего 0,4% мас. гадолиния (Gd64157,25), т.е. с добавлением 2000 кг⋅(0,4%/100%)=8 кг гадолиния (Gd64157,25). Итого, второй порцией закачивают 2000 кг+8 кг=2008 кг маркированного проппанта 9.

По окончании крепления трещины 7, т.е. закачки второй порции маркированного проппанта 9 стравливают давление из скважины 1. Распакеровывают пакер 5 и, например, обратной промывкой, т.е. подачей промывочной жидкости в заколонное пространство 6 промывают забой скважины 1 от излишков маркированного проппанта 9 с целью исключения получения недостоверных результатов повторного замера при последующем импульсно-нейтронном каротаже. Извлекают из скважины 1 колонну труб 3 с пакером 5. После чего в скважину 1 (см. фиг. 4) в интервал пласта с трещиной 7, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом 9, на колонне труб 3 спускают геофизический прибор 4.

Вращением колонны труб 3 с геофизическим прибором 4 на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта 2 и трещины 7 и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. По результатам замера строят график (см. фиг. 5) (развертка по периметру ствола скважины на 360°), который в породе пласта 2 и трещине 7 показывает значение времени жизни нейтронов (t, мкс) в зависимости от азимута (угол, °). Повышается надежность определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, так как геофизический прибор спущен непосредственно в интервал пласта, а не размещен на устье скважины, что повышает точность получаемых данных.

По графику (см. фиг. 5) видно, что в месте образования трещины 7, где сконцентрирован маркированный проппант 9, происходит наибольшее поглощение нейтронов, что уменьшает время жизни нейтронов (t, мкс). Поэтому в интервале скопления маркированного пропанта, т.е. в трещине 7 относительно периметра пласта 2 отмечаются пониженные значения времени жизни нейтронов (t, мкс), связанные с наличием гадолиния. Из графика (см. фиг. 4) видно, что время жизни тепловых нейтронов составляет t=38-43 мкс.

По результатам нормировки (развертка по периметру ствола скважины на 360°) (см. фиг. 2) кривой импульсно-нейтронного каротажа пласта 2 (исследование до проведения ГРП) и кривой импульсно-нейтронного каротажа, содержащей гадолиний в трещине 7 (после проведения ГРП) (см. фиг. 5) определяют азимут, в котором отмечается нарушение корреляции между нейтронным каротажем (см. фиг. 2) и нейтронным каротажем с содержанием гадолиния (Gd) (см. фиг. 5), что видно при сопоставлении графиков (см. фиг. 2 и 5).

По графикам (см. фиг. 5) и по сечению А-А трещины 7 в интервале пласта 2 (см. фиг. 6) видно, что пространственная ориентация трещины 7 гидроразрыва находится под углом 90° и 270° по отношению к нейтральной линии (N), от которой начинали поворот колонны труб 3 с геофизическим прибором 4. Такое свойство гадолиния, как поглощение нейтронов, позволяет с помощью импульсно-нейтронного каротажа определить места нахождения маркированного проппанта в интервале ГРП.

Повышается эффективность определения направления пространственной ориентации трещины гидроразрыва (что необходимо для учета взаимодействия скважин) за счет повышения точности замеров в интервале пласта и трещины путем определения времени жизни нейтронов и исключения расчетов разности амплитуд, а это позволяет определить направление максимального напряжения σmax (см. фиг. 6) и более эффективно осуществлять подбор скважин для ГРП. При выполнении предлагаемого способа упрощается технология реализации, так как исключается необходимость возбуждения вблизи устья скважины поперечной сейсмической волны, а также дополнительной регистрации колебаний в соседних скважинах.

В предлагаемом способе измерения проводятся один раз перед проведением ГРП и один раз после проведения ГРП, в связи с чем сокращается продолжительность технологического процесса, связанная, как описано в прототипе, с многократными повторениями возбуждения волны и измерения амплитуды волнового поля n раз до момента n⋅α>180°, что снижает трудозатраты на реализацию способа.

Предлагаемый способ позволяет:

- упростить технологию определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва;

- повысить надежность и эффективность определения направления пространственной ориентации трещины;

- сократить продолжительность процесса реализации способа.

Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва, включающий проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП, отличающийся тем, что перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом, причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4% мас. гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта, при этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях, по окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва.



 

Похожие патенты:

Использование: для определения содержания урана в ураново-рудных формациях, пересеченных скважиной, посредством нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что получают во множестве точек записи значений скорости счета мгновенных нейтронов деления и значений скорости счета тепловых нейтронов, определяют в процессе обработки спада скорости счета мгновенных нейтронов деления и тепловых нейтронов в каждой точке каротажа, получают во множестве точек записи каротажа вторичными методами физических характеристик скважины и пласта ураново-рудной формации, в котором данные каротажа получены испусканием пачек нейтронов с энергией 14 МэВ, рассеивающих свою энергию до уровня тепловых, а детектируют эпитепловые мгновенные нейтроны деления, испускаемые ураном, делящимся тепловыми нейтронами.

Использование: для исследования нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что комплексная аппаратура для исследования нефтегазовых скважин включает модуль ядерного каротажа, содержащий спектрометрические зонды с детекторами гамма-излучения радиационного захвата – СНГК, зонды с детекторами тепловых нейтронов - ННК-Т и спектрометрический зонд с детектором естественной радиоактивности - СГК, а также модуль электромагнитного дефектоскопа - ЭД.

Изобретение относится к области физического приборостроения, в частности к источникам нейтронного излучения, и предназначено для использования при разработке нейтронных и рентгеновских генераторов.

Использование: для регистрации нейтронов с использованием эффекта сцинтилляции в скважинах и других областях применения на нефтяных месторождениях. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют позиционирование в скважине, по меньшей мере, одного сцинтиллятора, содержащего эльпасолит, причем эльпасолит представлен формулой Cs2LiMN6, где M представляет собой, по меньшей мере, один элемент из группы, содержащей иттрий и лантан, и N представляет собой, по меньшей мере, один элемент из группы, содержащей хлор и бром, подают нейтроны в область геологической формации, находящуюся вблизи скважины; принимают оптическое излучение от сцинтиллятора, генерирующего оптическое излучение в результате взаимодействия с нейтронами, отраженными от геологической формации; и преобразуют оптическое излучение, поданное сцинтиллятором, в электрический сигнал, принимают электрический сигнал в процессоре и применяют процессор, сконфигурированный для применения метода дискриминации по форме импульсов для различения: а) форм импульсов, полученных в результате взаимодействия между нейтронами и сцинтиллятором, и b) форм импульсов, полученных в результате взаимодействия между гамма-излучением и сцинтиллятором.

Использование: для измерения свойств пласта. Сущность изобретения заключается в том, что инструмент для измерения свойств пласта содержит корпус инструмента, источник нейтронов для излучения нейтронов, расположенный внутри корпуса инструмента, нейтронный детектор, расположенный внутри корпуса инструмента на расстоянии от источника нейтронов, и нейтронный защитный экран, расположенный в рабочем положении относительно нейтронного детектора, причем указанный нейтронный защитный экран имеет наружную поверхность и ограничивает внутренний объем, при этом нейтронный защитный экран выполнен с возможностью предотвращения проникновения нейтронов, имеющих энергию ниже первого заданного порога, от наружной поверхности во внутренний объем.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Использование: для оценки формаций, смежных со стволом скважины. Сущность изобретения заключается в том, что описан прибор нейтронного каротажа с мульти-источником.

Использование: для измерения плотности и пористости породы с использованием нейтронного излучения. Сущность изобретения заключается в том, что скважинное устройство с двухсторонним расположением измерительных зондов содержит нейтронный источник, расположенный соосно с корпусом скважинного устройства, а также два нейтронных и два гамма-зонда, находящиеся по разные стороны от нейтронного источника, при этом в качестве нейтронного источника применяется нейтронный генератор, каждый нейтронный зонд содержит не менее двух детекторов, которые располагаются между корпусом скважинного устройства и корпусом нейтронного генератора параллельно оси скважинного устройства, одинаково удаленно от оси скважинного устройства и одинаково удаленно от мишени нейтронного генератора, равномерно по углу вокруг оси скважинного устройства, причем детекторы в различных нейтронных зондах повернуты вокруг оси скважинного устройства по отношению друг к другу.

Использование: для бесконтактного измерения плотности вещества с помощью нейтронного и гамма-излучения. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для радиационного измерения плотности включает в себя источник излучения, находящийся на оси блока радиационной защиты и имеющий возможность менять положение с помощью устройства перемещения, сцинтилляционные детекторы со сцинтилляторами, расположенными в одной плоскости в форме соосных с источником излучения и блоком радиационной защиты вставленных друг в друга колец, при этом в качестве источника излучения используется электронный генератор импульсного излучения быстрых нейтронов, подключенный к блоку управления, сцинтилляторы в кольцах дополнительно разбиты на равные угловые сектора, количество угловых секторов составляет не менее двух, каждый из угловых секторов содержит сцинтилляторы для регистрации одного или нескольких видов излучений: эпитепловых или тепловых нейтронов, а также гамма-излучения, сцинтилляторы в кольцах и угловых секторах расположены по отношению друг к другу с зазором, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации разных видов излучения, располагаются в каждом кольце чередующимся образом, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации определенного вида излучения, располагаются в смежных кольцах по одному радиусу, фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов эпитепловых и/или тепловых нейтронов подключены к временным анализаторам, а фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов гамма-излучения подключены к амплитудным анализаторам, выходы амплитудных и временных анализаторов, а также блок управления подключены к процессору.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

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 области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

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.

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).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта включает бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор разогретой продукции через добывающую горизонтальную скважину. Нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σmin, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз. Для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины. После чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх. Для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием. Производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине. 2 ил.
Наверх