Способ гидроразрыва углеводородного пласта

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. Для осуществления гидроразрыва пласта в пробуренную в пласте скважину закачивают жидкость гидроразрыва под высоким давлением. Затем в скважину и образовавшуюся трещину гидроразрыва закачивают суспензию жидкости гидроразрыва, смешанной с частицами проппанта, при этом суспензия имеет показатель консистенции выше 0,1 Па⋅сn2 при индексе течения n2<1 и предел текучести выше 5 Па. Затем осуществляют закачку в скважину продавочной жидкости с индексом течения n1≤1 и показателем консистенции ниже 0,01 П⋅сn1. Достигаемый технический результат - снижение риска смыкания трещины гидроразрыва при ограничении объема продавочной жидкости. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Широко известны способы интенсификации добычи нефти или газа посредством гидравлического разрыва углеводородного пласта. Обычно трещину разрыва создают посредством нагнетания чистой жидкости гидроразрыва под высоким давлением через скважину в горную породу. Затем открытую трещину заполняют суспензией жидкости, смешанной с песком (частицами проппанта), которая в дальнейшем удерживает трещину открытой. И, наконец, в скважину закачивают небольшое количество чистой жидкости для очистки ствола скважины от твердых частиц, и часть этого количества жидкости может перейти в трещину. Этот последний этап называется закачкой продавочной жидкости.

Практика закачки продавочной жидкости, т.е. смещения суспензии гидроразрыва из ствола скважины в трещину маловязкой жидкостью, обычно применяется при заканчивании горизонтальных скважин, пробуренных в пластах нетрадиционного газа, методом многостадийного гидроразрыва. Она обеспечивает очистку от твердых частиц (проппанта) для последующих операций или стадий и позволяет предотвратить вынос твердых частиц из трещины при пуске скважины. Однако закачка продавочной жидкости может негативно сказаться на общей производительности трещин при сочетании следующих факторов: во-первых, проппант может быть вытеснен довольно далеко от скважины внутрь трещины, так что трещина окажется неподкрепленной возле скважины и может сомкнуться (закрыться) там в любой момент срока эксплуатации скважины, когда давления жидкости будет недостаточно, чтобы удерживать трещину открытой (от начала добычи до последующего момента в процессе эксплуатации скважины). Кроме того, после остановки закачки смыкание трещины происходит достаточно долго в малопроницаемых коллекторах (отток жидкости в породу через стенки трещины занимает много времени). В процессе закрытия трещины суспензия может оплывать на дно трещины под действием силы тяжести, в то время как чистая жидкость поднимает наверх, оставляя значительную часть прискважинной зоны без опоры и перекрывая доступ к верхней части коллектора.

Из уровня техники известны способы усовершенствования операции гидроразрыва с закачкой продавочной жидкости. Так, в патенте US 7104325 предлагается уплотнение фазы, закачиваемой перед закачкой продавочной жидкости посредством добавления проппанта с покрытием из смолы.

В патенте US 3752233 предусмотрено добавление гидразина в фазу продавочной жидкости для восстановления проницаемости, при котором на проницаемость отрицательно влияет высокий молекулярный вес полимера в жидкости разрыва.

В патенте US 2859819 заявлена последняя фаза чистой маловязкой жидкости (продавочной жидкости) для уноса частиц из ствола скважины в трещину для очистки скважины.

Во всех известных способах сохраняется риск закрытия/смыкания трещины из-за возможности образования незакрепленной области в прискважинной зоне трещины.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в существенном снижении риска смыкания трещины и потери гидравлической связи между скважиной и трещиной за счет уменьшения свободной от частиц проппанта незакрепленной области в прискважинной зоне трещины.

В соответствии с предлагаемым способом в пробуренную в пласте скважину закачивают жидкость гидроразрыва под высоким давлением с образованием трещины гидроразрыва. Затем в скважину и образовавшуюся трещину гидроразрыва закачивают суспензию жидкости гидроразрыва, смешанной с частицами проппанта, при этом суспензия имеет показатель консистенции выше 0,1 Па⋅сn при любом индексе течения n и предел текучести выше 5 Па. Затем осуществляют закачку в скважину продавочной жидкости с показателем консистенции ниже 0,01 Па⋅сn.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения продавочная жидкость может содержать химический разжижитель, способный вступать в реакцию с жидкостью суспензии, обеспечивающую превращение суспензии в степенной линейный гель без предела текучести.

Оптимальные параметры суспензии и продавочной жидкости определяют на основе численного моделирования операции закачки продавочной жидкости.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения регулируют диаметр созданной продавочной жидкостью и свободной от частиц проппанта области в прискважинной зоне внутри трещины путем регулирования скорости закачки продавочной жидкости. Продавочную жидкость закачивают с скоростью выше, чем пороговая скорость uс на поверхности раздела суспензии и продавочной жидкости, в случае, когда показатель поведения продавочной жидкости больше, чем показатель поведения жидкости разрыва, или со скоростью ниже, чем пороговая скорость uс на поверхности раздела суспензии и продавочной жидкости, в случае, когда показатель поведения продавочной жидкости меньше, чем показатель поведения жидкости разрыва.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведено схематическое изображение горизонтальной скважины, пересекающей поперечную трещину гидроразрыва, с продавочной жидкостью, вытесняющей суспензию; на фиг. 2 приведены результаты моделирования для вытеснения суспензии продавочной жидкостью в правой половине трещины; на фиг. 3 показана зависимость отношения эффективных вязкостей жидкостей от локальной линейной скорости в трещине разрыва.

Настоящее изобретение направлено на оптимизацию площади того участка трещины, который может остаться незакрепленным, прежде чем произойдет существенное смыкание трещины при снижении давления в пласте. Изобретение обеспечивает надежный ограничитель для объемов продавочной жидкости. В основу настоящего изобретения положено математическое моделирование этого процесса и параметрическое изучение различных стратегий закачки продавочной жидкости, при этом особое внимание уделяется вытеснению суспензии продавочной жидкостью, изменению объема и скорости закачки продавочной жидкости, а также реологическому контрасту между суспензией и продавочной жидкостью. Форму свободной от частиц проппанта области можно регулировать скоростью закачки продавочной жидкости на основе критериев неустойчивости Сэффмана-Тейлора, применяемых к поверхности раздела фаз между продавочной жидкостью и суспензией с частицами проппанта. Было обнаружено, что (i) при формировании "пальцев" продавочной жидкости на поверхности раздела продавочная жидкость - суспензия в прискважинной зоне можно сохранять большие столбы суспензии, которые могут удерживать трещину открытой; (ii) оплывание суспензии с проппантом можно уменьшить с помощью реологии с пределом текучести для суспензии и/или высокой вязкости базовой жидкости, использованной для приготовления суспензии (вязкость базовой жидкости характеризуется показателем консистенции в случае степенной реологии); (iii) для некоторого расстояния от перфораций существует пороговая скорость закачки (рассчитывается на основании реологических свойств жидкости), определяющая неустойчивость поверхности раздела между продавочной жидкостью и жидкостями разрыва.

Изобретение заключается в следующем.

Оптимизирована операция гидроразрыва в субгоризонтальной скважине, пробуренной в пласте нетрадиционного газа или нефти.

Эта оптимизация сосредоточена на последней стадии обработки операции гидроразрыва, когда после закачки суспензии жидкости с частицами для расклинивания трещины (проппанта) вводят небольшое количество чистой жидкости для очистки скважины от частиц проппанта и вытеснения всех частиц в трещины (стадия "закачки продавочной жидкости").

Свойства суспензии и продавочной жидкости регулируют таким образом, чтобы уменьшить до минимума свободную от проппанта область в прискважинной зоне трещины и тем самым снизить риск смыкания и потери гидравлической связи между скважиной и трещиной.

Более конкретно, суспензия, закачиваемая непосредственно перед стадией закачки продавочной жидкости, должна иметь реологические свойства согласно модели Хершеля-Балкли (разжижение при сдвиге в сочетании с пределом текучести), при этом показатель консистенции должен быть выше 0,1 Паn сn, а предел текучести выше 5 Па.

В пределах указанного диапазона свойств вытеснение суспензии чистой "продавочной" жидкостью вызывает развитие маленьких "пальцев" продавочной жидкости, проникающих в суспензию (в отличие от крупных "островов" чистой жидкости в тех случаях, когда суспензия имеет более низкую консистенцию или предельное напряжение сдвига), что уменьшает площадь, не подкрепленную проппантом, и минимизирует риск смыкания трещины в прискважинной зоне (см. фиг. 1). На фиг. 2 приведены результаты моделирования для вытеснения суспензии продавочной жидкостью в правой половине трещины, где серым цветом в виде полукруга слева показана незакрепленная полость в непосредственной близости от скважины.

Продавочная жидкость может содержать примесь химических веществ, которые выступают в качестве "разжижителя" для сшитого геля, содержащего частицы (суспензии). В результате реакции этого разжижителя с суспензией нарушаются поперечные связи между молекулами полимера в несущей жидкости суспензии, предел текучести исчезает, и частицы перемещаются из суспензии в языки продавочной жидкости. Следовательно, языки продавочной жидкости, которые первоначально не имели поддержки, в итоге заполняются некоторым количеством проппанта, и уменьшается риск смыкания трещины внутри этих языков. В качестве разжижителей могут быть использованы окислители, энзимы или кислоты.

Точные значения свойств суспензии и продавочной жидкости в указанном диапазоне можно определить путем численного моделирования операции закачки продавочной жидкости. Численное моделирование основано на реализации математической модели для многофазного течения в трещине. Оптимальные свойства можно получить из анализа незакрепленных участков, вычисленных в процессе моделирования для различных значений свойств суспензии и продавочной жидкости в указанном диапазоне.

Когда реология и жидкости разрыва, и продавочной жидкости является степенной, или когда продавочная жидкость является ньютоновской жидкостью (например, водой), а жидкость гидроразрыва является степенной, существует некий порог линейной скорости внутри трещины, определяющий неустойчивость фронта в процессе закачки продавочной жидкости. Следовательно, можно регулировать форму области закачки продавочной жидкости внутри трещины разрыва. В частности, можно инициировать неустойчивость и развитие вязких языков на определенном расстоянии от ствола скважины, обеспечивая этим следующие эффекты: (i) уменьшение выноса проппанта в скважину путем полного вытеснения жидкости гидроразрыва в определенной (небольшой) области трещины гидроразрыва вблизи перфораций; и (ii) инициирование неустойчивости на границе раздела между продавочной жидкостью и жидкостью гидроразрыва на определенном расстоянии от перфораций, чтобы вызвать развитие столбов проппанта и уменьшить развитие чрезмерной незакрепленной (не содержащей проппант) зоны.

Регулирование процесса вытеснения и формы области с продавочной жидкостью внутри трещины гидроразрыва описывается разницей эффективных вязкостей жидкостей в пласте, которые зависят от локальной линейной скорости внутри трещины разрыва. Далее это будет описано более подробно.

На первом этапе в пробуренную в пласте скважину закачивают жидкость гидроразрыва под высоким давлением. В качестве жидкости гидроразрыва могут быть использованы линейные или сшитые гели с плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 0,01 Па⋅с для линейного геля или 0,1 Па⋅с для сшитого геля. Например, могут быть использованы линейные гели на водной основе и сшитые гели, которые получают из линейных путем добавления в него сшивателя, например, на основе бората. Примером используемого геля является гель на водной основе следующего состава: 1 л воды, 20 г КСl, 4 г гуара, 0,14 г борной кислоты и 0,14 г гидроокиси натрия.

На следующем этапе в скважину и образовавшуюся трещину гидроразрыва закачивают суспензию жидкости гидроразрыва, смешанной с частицами проппанта, а затем - продавочную жидкость. В качестве продавочной жидкости может быть использована пресная или пластовая вода.

Пусть первая жидкость является продавочной жидкостью, определяемой степенной реологией с показателем консистенции K1 и индексом течения n1, а вторая жидкость является жидкостью, осуществляющей гидроразрыв, с реологией, определяемой параметрами K2 и n2. Эффективная вязкость жидкости, протекающей по трещине гидроразрыва, определяется следующим образом:

Это выражение получено на основе отношения между усредненной по ширине скоростью внутри трещины гидроразрыва и градиентом давления в приближении тонкого слоя (приближение "смазки") для 3D уравнений Навье-Стокса. Здесь - локальная (средняя по ширине трещины) скорость сдвига с привлечением локальной усредненной по ширине скорости u и ширины трещины w. Параметры K и n - это показатель консистенции и индекс течения.

Рассмотрим вытеснение второй жидкости, заполняющей трещину гидроразрыва, первой жидкостью, поступающей в поперечную трещину через перфорации. Вблизи перфораций поток радиальный, поэтому уравнение сохранения массы дает следующее выражение для скорости:

Здесь, r0 - радиус скважины, r - расстояние между осью скважины и определенным местом внутри трещины, u0 - скорость в перфорациях (для простоты предположим, что перфорации распределены равномерно по обсадной колонне скважины).

Неустойчивость на границе раздела этих жидкостей возникает, когда локальная эффективная вязкость первой жидкости меньше, чем локальная эффективная вязкость второй жидкости. Это условие можно выразить следующим образом:

Неравенство (3) дает следующую пороговую скорость uс на поверхности раздела:

Так что, если , и если .

В частности, если первая жидкость ньютоновская , а вторая жидкость не ньютоновская (степенная), то критерий неустойчивости формулируется следующим образом (0<n2<1):

При постоянной скорости закачки линейная скорость уменьшается обратно пропорционально расстоянию до оси скважины (см. уравнение (2)). Следовательно, уравнения (5) (и (4) в случае n1>n2) и (2) можно объединить, чтобы вычислить скорость в перфорациях u0, определяющую возникновение неустойчивости на определенном расстоянии до оси R скважины. Альтернативно, если задать внешний радиус свободной от частиц проппанта полости R, то можно найти скорость в перфорациях u0 (которая связана со скоростью закачки), необходимую для создания этой полости. В обоих случаях используется следующее соотношение:

Ниже приводится зависимость отношения эффективных вязкостей первой жидкости и второй жидкости для различных жидкостей (см. таблицу 1) и вычисленные пороговые значения линейной скорости (фиг. 3). Далее (для таблицы и фиг. 3) стоит пояснить, что сшитый гель и линейный гель являются суспензией с проппантом, а вода - продавочной жидкостью.

На фиг. 3 кривая 1 обозначает воду, вытесняющую линейный гель 1; кривая 2 - воду, вытесняющую линейный гель 2; кривая 3 - линейный гель 1, вытесняющий сшитый гель. Реологические параметры этих жидкостей приведены в таблице 1. Критическая скорость uc, определяющая начало образования вязких языков, определяется из μ12=1.

1. Способ гидроразрыва углеводородного пласта, в соответствии с которым:

- осуществляют закачку жидкости гидроразрыва под высоким давлением в пробуренную в пласте скважину с образованием трещины гидроразрыва,

- закачивают в скважину и образовавшуюся трещину гидроразрыва суспензию жидкости гидроразрыва, смешанной с частицами проппанта, при этом суспензия имеет показатель консистенции выше 0,1 Па⋅сn2 при индексе течения n2<1 и предел текучести выше 5 Па,

- осуществляют закачку в скважину продавочной жидкости с индексом течения n1≤1 и показателем консистенции ниже 0,01 П⋅сn1.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым продавочная жидкость содержит химический разжижитель, способный вступать в реакцию с жидкостью суспензии, обеспечивающую превращение суспензии в степенной линейный гель без предела текучести.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым оптимальные параметры суспензии и продавочной жидкости определяют на основе численного моделирования операции закачки продавочной жидкости.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым регулируют диаметр созданной продавочной жидкостью и свободной от частиц проппанта области в прискважинной зоне внутри трещины путем регулирования скорости закачки продавочной жидкости.

5. Способ по п. 4, в соответствии с которым продавочную жидкость закачивают с скоростью выше, чем пороговая скорость uс на поверхности раздела суспензии и продавочной жидкости, в случае, когда показатель поведения продавочной жидкости больше, чем показатель поведения жидкости гидроразрыва, или со скоростью ниже, чем пороговая скорость uс на поверхности раздела суспензии и продавочной жидкости, в случае, когда показатель поведения продавочной жидкости меньше, чем показатель поведения жидкости гидроразрыва.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к оборудованию и технологиям для осуществления гидравлического разрыва грунта. Система обмена давления, включает в себя ротационный изобарический обменник давления (IPX), выполненный с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, а также двигательную систему, соединенную с IPX и выполненную с возможностью приводить в действие IPX.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию, технологиям для осуществления гидроразрыва пласта. Система обмена давления содержит систему гидроразрыва, включающую гидравлическую систему передачи энергии в виде ротационного изобарического обменника давления, выполненного с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, двигательную систему, соединенную с гидравлической системой передачи энергии и выполненную с возможностью передачи крутящего момента в гидравлическую систему передачи энергии, и контроллер с одним или несколькими режимами работы для управления двигательной системой.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Описана система, которая обеспечивает проппант для смешивания в потоке текучей среды из сжиженного газа с помощью эдуктора для получения суспензии проппанта, которая эффективно регулируется системой регулировочного клапана и связанного ПЛК-контроллера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.

Изобретение относится к акустическим исследованиям формации. Предложен способ оценки трещиноватости в формации, включающий в себя: размещение прибора акустического каротажа в обсаженной скважине в формации, при этом прибор акустического каротажа включает в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и приемник звуковых колебаний; передачу акустического сигнала в ствол пробуренной скважины; измерение сигналов глубинной поперечной волны (DSW), генерируемых объемными поперечными волнами, отраженными в пласте в зоне дальнего поля пласта вокруг скважины; и оценку, по меньшей мере, места и ориентации трещиноватости в пласте на основании сигналов DSW.

Группа изобретений относится к скважинному захватному устройству, способу захвата объекта внутри скважины и скважинному захватному инструменту для захвата объекта.

Настоящее изобретение относится к водорастворимым, гидрофобно-ассоциирующим сополимерам. Описан водорастворимый, гидрофобно-ассоциирующий сополимер, включающий (a) 0,1-20 мас.% по меньшей мере одного гидрофобно-ассоциирующего мономера (a), а также (b) 25-99,9 мас.% по меньшей мере одного отличного от мономера (а) гидрофильного мономера (b), причем при его синтезе посредством водной гелевой полимеризации или полимеризации в растворе при значении рН от 5,0 до 7,5 перед инициированием реакции полимеризации вводят по меньшей мере один дополнительный, но не способный к полимеризации поверхностно-активный компонент (c), причем количественные данные в каждом случае пересчитаны на общее количество всех мономеров в сополимере, и причем по меньшей мере один из мономеров (a) является мономером общей формулы (I) причем единицы -(-CH2-CH2-O-)k, -(-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-CH2-CH2-O-)m в структуре блока расположены в представленной в формуле (I) последовательности, а остатки и индексы имеют следующие значения: k означает число от 15 до 35; l означает число от 5 до 25; m означает число от 0 до 15; R1 означает H; R2 означает двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n´ равно 4, R3 означает углеводородный остаток по меньшей мере с 2 атомами углерода при условии, что сумма атомов углерода всех углеводородных остатков R3 находится в диапазоне от 15 до 50; R4 означает Н; и причем гидрофобно-ассоциирующий мономер (a) общей формулы (I) является получаемым способом, включающим следующие стадии: а) взаимодействие моноэтилен-ненасыщенного спирта A1 общей формулы (II) с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют вышеуказанные значения, при добавлении щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe, причем получают алкоксилированный спирт A2; b) взаимодействие алкоксилированного спирта A2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формулы (Z) ,причем R3 имеет вышеуказанные значения; при добавлении щелочного катализатора K2, выбранного из NaOH, NaOMe и NaOEt, причем концентрация ионов калия при взаимодействии на стадии b) составляет менее или равна 0,9 мол.% в пересчете на использованный спирт A2, и причем взаимодействие на стадии b) проводят при температуре менее или равной 135°C, причем получают алкоксилированный спирт A3 формулы (III) где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют вышеуказанные значения; c) при необходимости взаимодействие по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт A4, который соответствует мономеру (a) формулы (I), где R4=H и m больше 0, и причем сополимер включает по меньшей мере два различных гидрофильных мономера (b), представляющие собой (b1) акриламид в качестве нейтрального гидрофильного мономера, (b2) акриловую кислоту, винилсульфоновую кислоту, аллилсульфоновую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПК), 2-акриламидо-бутансульфоновую кислоту, 3-акриламидо-3-метил-бутансульфоновую кислоту или 2-акриламидо-2,4,4-триметилпентансульфоновую кислоту в качестве анионного гидрофильного мономера.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества утяжеленного бурового раствора, оптимизация структурно-реологических свойств, безаварийное бурение глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах. Способ кислотной обработки включает: (a) обеспечение флюида для обработки, который содержит растворенный глюконо-дельта-лактон; (b) контакт флюида для обработки с материалом, растворимым в кислоте; (c) обеспечение гидролиза глюконо-дельта-лактона с получением глюконовой кислоты и для растворения в глюконовой кислоте по крайней мере части растворимого в кислоте материала; причем в ходе стадии (c) или после нее флюид для обработки содержит растворенную соль - лактат или ацетат, эффективную для предотвращения осаждения и/или растворения солей щелочноземельных металлов глюконовой кислоты. 17 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. Для осуществления гидроразрыва пласта в пробуренную в пласте скважину закачивают жидкость гидроразрыва под высоким давлением. Затем в скважину и образовавшуюся трещину гидроразрыва закачивают суспензию жидкости гидроразрыва, смешанной с частицами проппанта, при этом суспензия имеет показатель консистенции выше 0,1 Па⋅сn2 при индексе течения n2<1 и предел текучести выше 5 Па. Затем осуществляют закачку в скважину продавочной жидкости с индексом течения n1≤1 и показателем консистенции ниже 0,01 П⋅сn1. Достигаемый технический результат - снижение риска смыкания трещины гидроразрыва при ограничении объема продавочной жидкости. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Наверх