Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, 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 Е21В 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, так как 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 циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью (патент RU №2164289, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2001 г., бюл. №8), включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти с вскрытием продуктивного пласта, крепление вертикальных скважин обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, спуск в вертикальную скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.

Недостатки способа:

- во-первых, низкий охват залежи высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком (прослоем глин) действием теплоносителя (пара) по вертикали, при этом пар распределяется только вдоль вертикальной скважины в пределах верхней части продуктивного пласта, не обеспечивая прогрев по всей высоте продуктивного пласта, вследствие чего прослой глины препятствует поступлению пара в нижнюю часть продуктивного пласта;

- во-вторых, низкая эффективность паротеплового воздействия на пласт, обусловленная большим расходом пара и отсутствием гидродинамической связи между верхней и нижней частями продуктивного пласта при наличии между ними непроницаемой перемычки;

- в-третьих, перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины, из-за того, что свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте;

в-четвертых, высокие энергетические затраты по стволу скважины, обусловленные высокими тепловыми потерями, так как пар закачивается через скважину, а не по колонне труб, поэтому основная часть тепла «уходит» на разогревание крепления обсадной колонны.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта и сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающим бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины.

Новым является то, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.

На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый способ в процессе проведения ГРП.

На фиг. 2 схематично изображен предлагаемый способ в процессе пароциклического воздействия через трещину ГРП.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Производят бурение вертикальной скважины 1 (см. фиг. 1), например, глубиной до 300 м в залежи высоковязкой нефти, представленной верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком 2'''.

Например, вертикальная скважина 1 вскрывает карбонатный пласт, в котором верхняя часть 2' продуктивного пласта имеет толщину h1=5 м, разделена непроницаемым пропластком 2''' толщиной, равной h2=5 м, от нижней части 2'' продуктивного пласта толщиной h3=10 м. Таким образом, общая толщина пласта составляет Н=20 м.

Осуществляют крепление вертикальной скважины обсадной колонной (на фиг. 1, 2 не показано).

В скважине 1 обсадную колонну перфорируют перфорационными отверстиями 3' и 3'' любым известным способом, например с помощью гидромеханического перфоратора, соответственно в верхней части 2' продуктивного пласта и под кровлей непроницаемого пропластка 2'''.

После чего производят ГРП. Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб 4 с пакером 5. Сажают пакер 5 выше кровли верхней части продуктивного пласта 2', например, на 5 м. Пакер 5 герметизирует заколонное пространство 6 и предохраняет обсадную колонну скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих при проведении ГРП.

По технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' производят закачку 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва 7.

20%-ная соляная кислота, используемая в процессе проведения ГРП, позволяет порвать непроницаемый пропласток 2''' с распространением трещины разрыва 7 в нижнюю часть 2'' продуктивного пласта, при этом кислота реагирует с карбонатными породами в верхней 2' и нижней 2'' частях продуктивного пласта, протравливая высокопроводящую трещину разрыва 7.

При общей толщине пласта Н=20 м:

1. Объем используемой 20%-ной соляной кислоты из расчета 2 м3 на 1 м пласта:

2. Объем трещины разрыва 7, создаваемой при взаимодействии породы с 20%-ной соляной кислотой:

где XHCL - объемная растворяющая способность для 20%-ной соляной кислоты (ХHCl=0,111 м33) получена опытным путем в лабораторных условиях.

Подставляя значения в формулы (1) и (2), получим:

Vгк=2⋅20 м3=40 м3 - объем используемой кислоты, м3;

Vтр=0,111 м33⋅40 м3=4,44 м3 - объем трещины разрыва 7, м3.

Таким образом, при образовании трещины разрыва 7 производят закачку 20%-ной соляной кислоты в объеме 40 м3 с расходом 1,5 м3/мин. Затем, не прерывая процесса закачки, по технологической колонне труб 4 в трещину разрыва 7 через интервалы перфорации 3' и 3'' закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты, т.е. также в объеме 40 м3 с расходом 0,8 м3/мин.

Расход при закачке кислоты и соленой воды снижают от 1,5 м3/мин до 0,8 м3/мин, для того чтобы снизить вероятность развития трещины по высоте, так как вследствие неглубокого залегания продуктивных пластов (до 300 м) главное напряжение направлено вертикально и трещина имеет тенденцию преимущественного развития в высоту.

Соленую воду в трещину разрыва 7 закачивают с целью продавливания неотреагированной 20%-ной соляной кислоты вглубь пласта и исключения контакта кислоты со сшитым гелем с проппантом при последующем креплении трещины разрыва 7.

На устье скважины 1 в бункере (на фиг. 1, 2 не показан) готовят смесь проппантов в следующем соотношении, %:

- проппант фракции 16/20 меш - 60%;

- цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%;

- RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%.

Определим массу проппанта Мпр, необходимого для закрепления трещины разрыва 7 (см. фиг. 1):

где Vтр - объем трещины, м3;

ρпр - плотность проппанта (3080 кг/м3), кг/м3;

mпр - пористость проппанта (0,38).

Подставляя в формулу (3), получим:

Мпр=4,44⋅3080⋅(1-0,38)=8478,6 кг.

Примем массу необходимого проппанта для закрепления трещины разрыва 7 объемом Vтp=4,44 м3, равной Мпр=8500 кг.

Тогда масса используемых типов проппантов по долям в общей массе проппантной смеси с учетом вышеприведенного соотношения:

M16/20=8500⋅(60%/100%)=5100 кг;

Мцил=8500⋅(20%/100%)=1700 кг;

MRCP=8500⋅(20%/100%)=1700 кг.

Производят крепление трещины разрыва 7 закачкой по технологической колонне труб 4 через интервалы перфорации 3' и 3'' сшитого геля, например, в объеме 25 м3 со смесью проппантов 8 Мпр=8500 кг с расходом 2,0 м3/мин.

По окончании крепления трещины разрыва 7 стравливают давление ГРП.

Увеличивается охват залежи под действием пара за счет выполнения трещины разрыва 7, образующей гидродинамическую связь между верхней 2' и нижней 2'' частями продуктивного пласта через непроницаемый пропласток 2'''.

Повышается эффективность паротеплового воздействия на пласт за счет создания высокопроводящей трещины разрыва 7, закрепленной проппантной смесью, благодаря чему снижается расход пара, затрачиваемый на разогревание залежи.

По окончании ГРП в скважину спускают перфоратор, например гидромеханический, и перфорируют (см. фиг. 2) нижнюю часть 2'' продуктивного пласта с получением перфорационного отверстия 3'''.

Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии (наблюдают визуально), затем в скважину спускают колонну труб 9, оснащенную снизу вверх обратным клапаном 10, замковой опорой 11 вставного штангового насоса, нижним пакером 12, перепускными клапанами 13' и 13'' и верхним пакером 14.

Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер 14 находился напротив кровли верхней части 2' продуктивного пласта, а нижний пакер 12 находился напротив кровли нижней части 2'' продуктивного пласта.

В колонну труб 9 (см. фиг. 2) спускают вставной штанговый насос 15 на колонне штанг 16, фиксируют его в замковой опоре 11.

Далее в верхнюю часть 2' продуктивного пласта по колонне труб 9 через перепускные клапаны 13 и перфорационные отверстия 3', 3'' и 3''' (обратный клапан 10 закрыт) в течение 14 сут закачивают пар при температуре 235-239°C в объеме 40 т/сут. Например, закачку пара ведут под давлением Рп=3,1-3,3 МПа, т.е. давление открытия перепускных клапанов 13' и 13'' Рп=3,1 МПа.

После закачки пара закрывают и выдерживают скважину 1 в течение 14 сут на пропитку. В процессе пропитки запускается процесс тепло- и массообмена, капиллярного противотока, снижения вязкости нефти.

Высокая температура пара обеспечивает активацию покрытия RCP-проппанта и его спекание с окружающим проппантом без покрытия (проппанта фракции 16/20 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш). Спекающийся проппант обеспечивает связывание проппанта без покрытия и снижение его подвижности, что обеспечивает уменьшение выноса проппанта в скважину 1 и позволяет получить высокопроводящую трещину разрыва 7.

Из-за наличия вертикальной гидродинамической связи посредством трещины разрыва 7 исключается перегрев верхней части продуктивного пласта до температур, опасных для обсадной колонны скважины.

Снижаются энергетические затраты по стволу скважины, так как сокращаются тепловые потери, поскольку пар закачивается по колонне труб 9, разделенной от обсадной колонны пакерами, а не по обсадной колонне, как описано в прототипе, т.е. потери тепла на обсадной колонне минимальны.

Перед спуском вставного штангового насоса 15 в колонну труб 9 определяют давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9, создаваемое на перепускной клапан 13.

где Рст - давление гидростатического столба жидкости на перепускной клапан 13, МПа;

ρ - плотность жидкости, кг/м3, примем 950 кг/м3;

Н - высота гидростатического столба жидкости от устья до перепускного клапана 13, м, примем Н=285 м.

Подставляя числовые значения в формулу (4), получим:

Рст=950 кг/м3⋅9,8 м/с2⋅285 м=2,65 МПа

Для того чтобы перепускной клапан 13 не открылся при отборе высоковязкой нефти вставным штанговым насосом, необходимо выполнение условия:

Подставляя числовые значение в условие (5), получим:

3,1 МПа>2,65 МПа.

Условие (5) выполняется. Таким образом, давление гидростатического столба жидкости в колонне труб 9 не превышает давления закачки пара, что позволяет отбирать разогретую высоковязкую нефть и исключить обратный переток высоковязкой нефти из колонны труб 9.

По окончании 14 сут на пропитку открывают скважину 1.

После чего запускают в работу вставной штанговый насос 15, который отбирает по колонне труб 9 на устье скважины 1 высоковязкую нефть через перфорационные отверстия 3''' и открытый обратный клапан 10. Таким образом, скважину 1 эксплуатируют до рентабельного значения дебита высоковязкой нефти.

Отбор разогретой нефти продолжают до снижения дебита скважины до рентабельно обоснованной величины. Рентабельность - это показатель экономической эффективности скважины. При снижении дебита ниже рентабельной величины эксплуатация скважины становится убыточной, например ниже 1 м3/сут.

После разогревания пласта паром дебит скважины 1, например, составляет 20 м3/сут, по мере отбора разогретой нефти пласт остывает и дебит снижается, например, до 0,8 м3/сут, т.е. дебит становится ниже рентабельно обоснованной величины.

После чего повторяют закачку пара по колонне труб 9. Далее, как описано выше, повторяют пароциклическое воздействие на скважину 1.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием позволяет:

- увеличить охват залежи;

- повысить эффективность паротеплового воздействия на пласт;

- исключить перегрев верхней части продуктивного пласта;

- сократить тепловые потери по стволу скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины, отличающийся тем, что вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, при этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка, после чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва, затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин, далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%, после проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта, для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта, далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».
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.

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности призабойной зоны, повышение надежности способа обработки, исключение разрушающего действия кислоты на уплотняющие элементы пакеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Настоящее изобретение относится к способу разрыва пласта, окружающего скважину, и содержит этапы, на которых: (i) обеспечивают трубу, включающую по меньшей мере два участка, причем каждый участок содержит средства изоляции кольцевого пространства, выборочный путь потока между внутренней областью и внешней областью трубы и средства изоляции сквозного ствола для выборочного закупоривания сквозного ствола трубы; (ii) перемещают трубу в скважину; (iii) изолируют кольцевое пространство между внешней областью трубы и скважиной, чтобы тем самым создавать по меньшей мере две изолированные зоны; (iv) выбирают любую зону для разрыва; (v) удаленно открывают путь потока в участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы обеспечить протекание текучей среды между внутренней областью и внешней областью трубы; (vi) удаленно изолируют сквозной ствол трубы так, чтобы закупорить сквозной ствол закрытием средств изоляции сквозного ствола на участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы предотвратить протекание текучей среды вдоль сквозного ствола; и (vii) разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающего скважину.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Прицеп с манифольдом содержит по меньшей мере одну основную линию, имеющую множество выпускных соединительных патрубков и множество компоновок шарнирно-сочлененных отводов, каждая из которых соединяется с соответствующим выпускным соединительным патрубком.

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.

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 разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кгм3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3мин в следующем соотношении, : проппант фракции 1620 меш - 60; цилиндрический проппант фракции 1216 меш - 20; RCP-проппант фракции 1630 меш - 20. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 тсут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 ил.

Наверх