Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта



Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта
Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

 


Владельцы патента RU 2627345:

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

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразыва пласта (ГРП).

Известен способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком (Патент RU №2478164, МПК E21B 43/16, опубл. 27.03.2013 г., 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, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная большим расходом рабочего агента (сточной воды), закачиваемого в нагнетательную скважину, и низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв сточной воды напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины, что приводит к обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи нефти, так как для проведения гидроразрыва необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. 20.09.2008 г., бюл. №26), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента (пара в чередовании с воздухом) через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкий охват залежи действием рабочего агента по вертикали, рабочий агент распределяется только вдоль вертикальной нагнетательной скважины;

- во-вторых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная низким дебитом добывающей скважины, при этом практически сразу после начала реализации способа происходит прорыв рабочего агента из вертикальной нагнетательной скважины напрямую в горизонтальной ствол добывающей скважины из-за небольшого расстояния (3,5-4,5 м) между ними, что способствует обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, неравномерный прогрев и неполная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи по всему интервалу горизонтального ствола рабочим агентом воздействия вследствие того, что в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом;

- в-четвертых, высокие эксплуатационные затраты на реализацию способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, так как для проведения ГРП в залежи необходимо бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя и повышение эффективности реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума с непроницаемым пропластком, а также обеспечение равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, снижение эксплуатационных затрат при реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП), включающим бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.

Новым является то, что в залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка, в разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва, далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, после проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины, далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину, после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа.

Способ реализуют следующим образом.

Залежь 1 высоковязкой нефти или битума (см. фиг. 1 и 2) представлена верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (глинистым прослоем) 2''', например, толщиной а=2,5 м.

В залежи 1 бурят разведочную вертикальную скважину 3 с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' и забоем на расстоянии b=3 м ниже непроницаемого пропластка 2'''. Крепят разведочную вертикальную скважину 3 обсадной колонной и перфорируют обсадную колонну (на фиг. 1-3 не показано) в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, а также в интервале непроницаемого пропластка 2'''.

Производят ГРП (см. фиг. 1 и 2) в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением проппантом трещины разрыва 4. Образуют трещину разрыва 2 любым известным способом проведения ГРП, например закачкой линейного геля, а крепление производят закачкой линейного геля с проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.

Геофизическими методами определяют направление развитие по азимуту и высоту h трещины разрыва 4, выполненной из разведочной вертикальной скважины 3 в интервале непроницаемого пропластка 2'''.

Трещина разрыва гидродинамически сообщает верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта при соблюдении условия:

где h - высота закрепленной проппантом трещины 4, м.

а - толщина непроницаемого пропластка 2''', м;

Например, с помощью акустического прибора MPAL определяют направление развития трещины 4 (см. фиг. 1 и 2) по азимуту, например отклонение направления развития трещины 4 от вертикальной оси 5 составляет 25°, а высота h закрепленной проппантом трещины 4 составляет 6,5 м.

Подставляя числовые значения в условие (1), проверяем его выполнение:

6,5 м > 2 ⋅ 2,5 м = 5 м.

Условие (1) выполняется.

Продолжают реализацию способа. В случае невыполнения условия (1) производят повторный ГРП в разведочной вертикальной скважине 3 в интервале непроницаемого пропластка 2''' до выполнения условия (1).

Далее перпендикулярно (90° относительно осей 5 и 6) направлению развития трещины разрыва 4 на расстоянии с=5 м выше непроницаемого пропластка 2''' бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину 7 без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 так, чтобы разведочная вертикальная скважина 3 находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7. Например, при длине L нагнетательной горизонтальной скважины 7, равной 500 м, посередине (L/2 = 500 м / 2 = 250 м) нагнетательной горизонтальной скважины 7 бурят без пересечения разведочной вертикальной скважины 3 нагнетательную горизонтальную скважину 7.

С целью исключения пересечения нагнетательной горизонтальной скважиной 7 разведочной вертикальной скважины 3 бурят нагнетательную горизонтальную скважину 7 со смещением относительно оси 6, пересекающей ось разведочной вертикальной скважины 3, например, на расстоянии d=1,5 м.

Затем из нагнетательной горизонтальной скважины 7 (см. фиг. 2 и 3) в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка 2''' с образованием и креплением трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n с применением облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9n фракции 20/40 меш. Расстояние е (см. фиг. 3) между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8n подбирают опытным путем исходя из фильтрационно-емкостных свойств залежи 1, например е=100 м.

После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины l1, l2, l3 … ln соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненных в процессе поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 и гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта.

В процессе проведения поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7 при образовании трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n первой порцией закачивают жидкость ГРП с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9n.

Например, первой порцией закачивают жидкость ГРП - линейный гель в объеме 2,5 м3 с облегченным проппантом 9', 9'', 9''' … 9n (сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш плотностью 1050 кг/м3), который в начавшейся образовываться соответствующей трещине 8', 8'', 8''' … 8n всплывает и исключает развитие трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n вверх в верхней части 2' пласта, далее, не прерывая процесса закачки, закачивают оставшийся объем линейного геля, например 6 м без проппанта, что приводит к развитию трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n только вниз, т.е. в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта из-за образования в верхней части трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n плотной набивки из облегченного проппанта 9', 9'', 9''' … 9n соответственно. Затем производят крепление соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n проппантом (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например фракции 12/18 меш с концентрацией 800 кг/м3.

После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами, например, с помощью акустического прибора MPAL определяют полудлины l1, l2, l3 … ln соответствующих трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненных в процессе поинтервального ГРП, гидродинамически сообщающих верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта в залежи 1.

Для создания надежной гидродинамической связи между верхней 2' (см. фиг. 2) и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2''', обеспечивающей расширение охвата залежи 1 по вертикали, должно соблюдаться условие:

где l1, l2, l3 … ln - полудлина закрепленной проппантом соответствующей трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, м;

а - высота непроницаемого пропластка 2'', м, а=2,5 м;

b - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до верхней нагнетательной горизонтальной скважины 7, м, b=5,0 м.

с - расстояние от непроницаемого пропластка 2''' до забоя разведочной вертикальной скважины 3, м, b=3,0 м.

Например, геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL, выполненным после проведения поинтервального ГРП, определено, что все трещины 4', 4'' … 4n, закрепленные проппантом, имеют следующие полудлины: l1=11,5 м, l2=12,5 м, l3=13,0 м, … ln=12,0 м.

Подставляя каждое значение в условие (2), определяем:

l1, l2, l3 … ln > 5 м + 2,5 м + 3 м = 10,5 м

- для первой трещины 8' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l1 = 11,5 м > 10,5 м;

- для второй трещины 8'' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l2 = 12,5 м > 10,5 м;

- для третьей трещины 8''' поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: l3 = 13,0 м > 10,5 м;

- для последней трещины 8n поинтервального ГРП, выполненной из нагнетательной горизонтальной скважины 7: ln = 12,0 м > 10,5 м.

Как видно, условие (2) соблюдается.

Если условие (2) не соблюдается, т.е. полудлина 1 одной или нескольких трещин разрыва 8', 8'', 8''' … 8n составляет 10,5 м или меньше, то в этом интервале нагнетательной горизонтальной скважины 7 производится повторный ГРП с последующим повторным определением полудлины закрепленной трещины геофизическим методом с помощью акустического прибора MPAL с целью соблюдения условия (2).

Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины 3 (см. фиг. 3) и на расстоянии f=2 м от трещин 8', 8'', 8''' … 8n, имеющих максимальную полудлину 1 (например, максимальную полудлину l3 имеет трещина разрыва 8'''), и параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину 10.

При соблюдении условия (2) оснащают все скважины эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1-3 не показано).

Производят закачку теплоносителя, например водяного пара, в нагнетательную горизонтальную скважину 7 (см. фиг. 1-3). Водяной пар через интервалы перфорации распространяется в верхней части 2' продуктивного пласта, а через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n водяной пар поступает в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, благодаря чему увеличивается охват залежи по вертикали и исключается поинтервальная закачка теплоносителя с переустановкой пакера, как описано в прототипе. Из нижней части 2'' продуктивного пласта высоковязкая нефть или битум стекают в добывающую горизонтальную скважину 10. Отбор высоковязкой нефти или битума производят через добывающую горизонтальную скважину 10 с помощью насоса (на фиг. 1-3 не показано) на поверхность.

После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 (см. фиг. 3) на 50% разведочную вертикальную скважину 3 переводят в нагнетательную 11 и дополнительно производят в нее закачку теплоносителя (водяного пара). Например, дебит из добывающей горизонтальной скважины 10 снизился от 50 м3/сут до 25 м3/сут, т.е. на (50 м3/сут - 25 м3/сут) = 25 м3/сут или на (25 м3/сут ⋅ 100%) / 50 м3/сут = 50%.

Таким образом, одновременно с закачкой водяного пара в нагнетательную горизонтальную скважину 7 производят закачку водяного пара в нагнетательную вертикальную скважину 11. Водяной пар через трещину разрыва 4 нагнетательной вертикальной скважины 11 попадает в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части продуктивного пласта, а поскольку разведочная вертикальная скважина, переведенная в нагнетательную 11, находится посередине нагнетательной горизонтальной скважины 7, то водяной пар распространяется диаметрально от нагнетательной вертикальной скважины 3 на периферию одновременно в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, прогревая залежь 1 и вытесняя запасы высоковязкой нефти или битума последовательно в трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7. Откуда за счет сил гравитации высоковязкая нефть или битум стекает в добывающую горизонтальную скважину, а из нее насосом (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) отбирается на поверхность.

Повышается эффективность реализации способа в залежи высоковязкой нефти или битума, так как трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные из нагнетательной горизонтальной скважины 7, позволяют разорвать непроницаемый пропласток 2''' и образовать гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта в залежи 1, что позволяет равномерно прогреть залежь высоковязкой нефти или битума до более высокой температуры, снизить объемы закачиваемого теплоносителя и увеличить отбор (дебит) высоковязкой нефти или битума из добывающей горизонтальной скважины 10.

Обеспечивается равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума, находящихся в залежи 1, так как в предлагаемом способе сначала залежь 1 высоковязкой нефти или битума вырабатывается закачкой теплоносителя через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, выполненные способом поинтервального ГРП из нагнетательной горизонтальной скважины 7, а после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины 10 на 50% производится перевод разведочной вертикальной скважины в нагнетательную вертикальную скважину 11, и закачкой теплоносителя через трещину разрыва 4 высотой h нагнетательной скважины 11 одновременно в верхнюю 2' и нижнюю 2'' части пласта залежи 1 вытесняют остатки высоковязкой нефти или битума, находящиеся между трещинами разрыва 8', 8'', 8''' … 8n, последовательно от нагнетательной вертикальной скважины 11 диаметрально на периферию, т.е. вытесняемая под действием теплоносителя высоковязкая нефть или битум через трещины разрыва 8', 8'', 8''' … 8n попадают в добывающую горизонтальную скважину 7, после чего насосом из добывающей горизонтальной скважины 10 отбирают остатки высоковязкой нефти или битума из залежи 1.

Снижаются эксплуатационные затраты, так как при реализации способа в процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума для проведения ГРП нет необходимости бурить дополнительный горизонтальный ствол.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин ГРП позволяет:

- повысить эффективность реализации способа;

- обеспечить равномерную и полную выработку запасов высоковязкой нефти или битума из залежи;

- увеличить охват залежи тепловым воздействием теплоносителя;

- снизить эксплуатационные затраты на реализацию способа.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП), включающий бурение нагнетательной вертикальной и добывающей горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину, отличающийся тем, что в залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка, в разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва, затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва, далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, после проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины, далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину, после снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в том числе вертикальных, наклонных и горизонтальных, а также направленных боковых стволов из обсаженных скважин.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Изобретение относится к средствам управления геофизическими исследованиями скважины и планированию бурения. В частности, предложен реализуемый с помощью компьютера способ геофизических исследований скважины, включающий в себя: прием результатов геофизических исследований, описывающих скважину, пробуриваемую от поверхности к подземной геологической цели.

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности пластовых измерений для определения местоположения ствола скважины.

Изобретение относится к области бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и используется для точного определения азимутального направления истинной плоскости бурения.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода.

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

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.

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.

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 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.
Наверх