Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта с использованием борированной галактоманнановой камеди

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву. Способ проведения гидравлического разрыва подземного пласта, включает: а) закачку в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, б) уплотнение продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, относительно другой зоны в скважине посредством геля для временной изоляции за счет взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента для формирования из продукта этого взаимодействия геля для временной изоляции, в) закачку в скважину агента, снижающего вязкость, снижение вязкости геля для временной изоляции, разуплотнение указанной продуктивной зоны относительно другой зоны и удаление геля для временной изоляции из скважины, где указанный агент закачивают в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, г) проведение повторного гидравлического разрыва разуплотненной продуктивной зоны, подвергая ее гидравлическому разрыву путем подачи в эту зону флюида для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины, д) закачку указанной камеди и сшивающего агента в скважину и формирование геля для временной изоляции между зоной, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента. Способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд продуктивных зон, включает а) формирование геля для временной изоляции между зоной, ранее подвергнутой гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством закачки указанной выше камеди и сшивающего агента замедленного действия и их взаимодействия, б) закачку агента, снижающего вязкость, в скважину, снижение вязкости геля для временной изоляции и затем удаление его из скважины, в) закачку в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и повторный гидравлический разрыв продуктивной зоны, г) закачку в скважину текучей среды для обработки скважин, содержащей указанную камедь и сшивающий агент замедленного действия, и д) изоляцию указанной продуктивной зоны путем отверждения флюида для обработки скважин, содержащего указанную камедь и сшивающий агент замедленного действия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности многократной обработки гидроразрывом пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 9 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к использованию текучей среды (далее - флюид), предназначенного для обработки скважин и содержащего борированную галактоманнановую камедь в качестве материала временного уплотнения с целью осуществления зональной изоляции между интервалами ствола скважины, а также в качестве альтернативы цементу. Изобретение также относится к способу проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, при котором материал временного уплотнения удаляется из скважины путем воздействия на него агентом, снижающим вязкость.

Уровень техники

Подземный пласт, в котором проходит скважина, обычно содержит ряд явно различимых перспективных зон или формаций. В процессе извлечения флюидов из скважины желательно, как правило, создать связь только с перспективными зонами или формациями, чтобы стимулирующая обработка случайно не затронула непродуктивную зону или зону, представляющую меньший интерес. Селективная стимуляция (посредством, например, гидравлического разрыва пласта и кислотной обработки) становится преобладающей по мере сокращения срока службы скважины и снижения ее продуктивности.

Селективную стимуляцию обычно выполняют посредством одного или более стреляющих перфораторов, при этом перфоратор перемещают на кабеле или трубе в скважину и располагают рядом с перспективной зоной и/или формацией, после чего селективным образом производят простреливание для перфорации этой зоны и/или формации. Затем перфоратор снова перемещают на кабеле к другой перспективной зоне или формации и производят селективную перфорацию последней. Эту процедуру повторяют вплоть до выполнения перфорации всех перспективных зон и/или формаций, поле чего возвращают стреляющий перфоратор на поверхность с помощью кабеля. В случае необходимости выполнения гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачивают флюид для ГРП в скважину под давлением, превышающим давление гидравлического разрыва данной зоны и/или формации. Для предотвращения прохождения потока флюида для ГРП в зоны с большей пористостью и/или меньшим давлением сначала устанавливают механическое устройство, такое как сдвоенный пакер, пробку или песчаную закладку, в скважину между зоной, только что подвергнутой ГРП, и зоной, подлежащей ГРП, для изолирования стимулированной зоны от дальнейшего контакта с флюидом для ГРП. Эту процедуру повторяют вплоть до выполнения перфорации и ГРП во всех перспективных зонах.

После завершении операций по заканчиванию необходимо выбурить или удалить иным образом каждую пробку из скважины, чтобы позволить добываемому флюиду выйти на поверхность через скважину. Спускоподъемные операции в скважине для перфорации и стимуляции каждой из нескольких зон и использование таких пробок для изоляции ранее обработанных зон и/или формаций от дальнейшего контакта с обрабатывающим флюидом сопряжены со значительными затратами времени и средств.

В ряде публикаций сообщается о различных способах и устройствах для осуществления зональной изоляции между интервалами скважины, не связанных с перемещением перфорирующего оборудования в скважину и из скважины в ходе выполнения работ по заканчиванию в различных перспективных зонах. Вместе с тем, такие способы и устройства обеспечивают селективную изоляцию целевых продуктивных интервалов в скважине от непродуктивных интервалов.

В ряде более поздних публикаций сообщается, что зональная изоляция обеспечивается при использовании изолирующих устройств, позволяющих выполнять селективную обработку продуктивных (или бывших продуктивными ранее) интервалов в многоинтервальных скважинах. Например, в патенте US 6386288 описана механическая система зональной изоляции, которая может быть расположена на наружной стороне обсадной колонны (прикреплена цементом к стволу скважины), что позволяет выполнить работы по заканчиванию в каком-либо интервале и его стимуляцию и/или обработку независимо от других интервалов. Таким путем можно выполнить стимуляцию и/или обработку выбранных интервалов подземного пласта. В таких устройствах могут использоваться створчатые клапаны, расположенные между стреляющими перфораторами.

Далее, в патенте US 7575062 описано изолирующее устройство, содержащее муфты с фильтрами и ряд разбухающих пакеров, размещенных вокруг хвостовика, а также смещаемый инструмент внутри хвостовика, предназначенный для открывания отверстий с целью регулирования потоков флюидов из скважины.

Устройства для зональной изоляции являются дорогостоящими. Будучи закрепленными в требуемом месте цементным раствором, они могут быть удалены из скважины только путем их повреждения или разрушения. Поэтому необходимы альтернативные способы, которые удерживали бы обсадную колонну в требуемом месте скважины.

Помимо этого, проводился поиск альтернативных вариантов крепления обсадной колонны к стволу скважины. Для прикрепления труб и обсадных колонн к стволу скважины традиционно используется цементный раствор. Цементный раствор обычно закачивается внутрь трубы или обсадной колонны и поддерживает наружную часть трубы или обсадной колонны на протяжении кольцевого пространства между наружной стороной обсадной колонны и стволом скважины. Затем цементному раствору дают застыть и затвердеть для удерживания обсадной колонны в требуемом месте. Использование обычных цементных растворов в случае устройств для зональной изоляции является нежелательным, поскольку удаление из скважины этих устройств будет обязательно сопряжено с их повреждением или разрушением.

Также проводился поиск альтернативных вариантов для способов проведения повторного гидравлического разрыва селективно стимулированного пласта, содержащего ряд явно различимых продуктивных зон. Проведение повторного гидравлического разрыва пласта (ПГРП) часто требуется в случае неудовлетворительного проведения этой операции в какой-либо продуктивной зоне скважины. Следствием этого обычно бывают неудовлетворительные результаты добычи из данной продуктивной зоны. Даже при удовлетворительном проведенном ГРП добыча из данной продуктивной зоны может уже не выйти на требуемый уровень. На протяжении длительного периода времени добыча из горизонтальной скважины, в которой ранее был проведен ГРП, может упасть ниже минимального порогового уровня. Одним из методов повышения добычи углеводородов является создание новых трещин в подземном пласте.

Раскрытие изобретения

Предлагаемый в настоящем изобретении флюид (текучая среда) для обработки скважин обеспечивает изоляцию в ходе проведения работ по заканчиванию скважины и может быть удален после или во время получения притока из скважины. Удаление флюида для обработки скважин, предлагаемого в настоящем изобретении, после начала добычи в результате проведенного ГРП может быть поэтому выполнено практически без повреждения поверхности пласта на забое скважины.

Флюид для обработки скважин содержит борированную галактоманнановую камедь, сшивающий агент и, предпочтительно, деструктор (разжижитель геля). До отверждения посредством сшивающего агента борированный полигалактоманнан содержит борат-ионы. Борированный полигалактоманнан может закачиваться в проходящую в пласте скважину негидратированным в виде порошка или углеводородной суспензии.

Галактоманнан предпочтительно представляет собой гуаровую камедь и ее производные, например производные карбоксиметилового эфира и гидроксиалкилового эфира. Кроме того, предпочтительным может быть также недериватизированный гуар.

Гидратацию флюида для обработки скважин можно регулировать, изменяя pH и/или сшивающий агент, например термоактивируемый сшивающий агент замедленного действия. Так, гидратация флюида для обработки скважин может быть задержана до достижения флюидом требуемого места в скважине. Следовательно, флюид для обработки скважин может быть эффективно размещен для предпочтительного герметичного уплотнения, или блокирования, продуктивных зон в пласте, поскольку задержку гидратации этого флюида можно отрегулировать вплоть до нескольких часов.

Эти флюиды особенно применимы для обработки пластов, включающих ряд продуктивных зон. Обрабатываемая скважина обычно содержит систему зональной изоляции в перспективной зоне. Обрабатывающий флюид можно использовать в вертикальных и невертикальных скважинах. В таких случаях можно выполнить перфорацию и ГРП в скважине без использования цемента.

Таким образом, в одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности пласта, в котором проходит скважина, включающий закачку в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента. До перехода в сшитое или отвержденное состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит скважина и который содержит ряд продуктивных зон. В данном способе осуществляют подачу негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента в область вблизи заранее определенной продуктивной зоны в скважине, причем борат-ионы вводят в негидратированную борированную галактоманнановую камедь до сшивания. Заранее определенную продуктивную зону изолируют от остальных зон скважины путем отверждения флюида для обработки скважин. Затем осуществляют перфорацию заранее определенной продуктивной зоны. После этого выполняют ГРП в перфорированной заранее определенной продуктивной зоне, подавая в последнюю флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования в этой зоне трещин.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит цементированная вертикальная скважина, содержащая обсадную колонну и ряд продуктивных зон. В этом варианте осуществления изобретения выполняют перфорацию продуктивной зоны скважины. Затем перфорированную продуктивную зону подвергают ГРП, вводя в нее флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования в этой зоне трещин. После этого осуществляют подачу флюида, предназначенного для обработки скважин и содержащего борированную галактоманнановую камедь и сшивающий агент, в обсадную колонну над перфорированной продуктивной зоной, подвергнутой ГРП, причем борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, введенные до сшивания. Затем происходит отверждение обрабатывающего флюида.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности нефтегазоносного подземного пласта. В этом способе флюид для обработки скважин, содержащий негидратированный борированный гуар и сшивающий агент, подают в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и размещенной в последней колонне труб. Колонна труб содержит размещенное в ней устройство для зональной изоляции. Негидратированный борированный гуар содержит борат-ионы, введенные до сшивания. Затем происходит отверждение обрабатывающего флюида и изоляция продуктивной зоны внутри пласта. После этого изолированную продуктивную зону перфорируют внутри устройства для зональной изоляции. Затем изолированную продуктивную зону подвергают ГРП, вводя в нее флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования в этой зоне трещин.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности нефтегазоносного подземного пласта, в котором проходит невертикальная скважина. В этом варианте осуществления изобретения в скважину вводят первый пакер. Рядом с первым пакером в скважине размещают устройство для зональной изоляции. Затем вводят в скважину второй пакер вплоть до получения области, определяемой устройством для зональной изоляции и ограниченной первым и вторым пакерами. После этого в скважину подают негидратированный борированный гуар и сшивающий агент. Затем происходит отверждение негидратированного борированного гуара. При этом область, ограниченная первым и вторым пакерами, герметически изолируется от других областей скважины. После этого изолированную зону подвергают ГРП, вводя в нее флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования в этой зоне трещин. Эти этапы могут быть повторены в другой области скважины.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина. В этом способе в скважину закачивают агент, снижающий вязкость. При этом вязкость загущенного (огелившегося) материала временного уплотнения снижается. Загущенный материал временного уплотнения представляет собой продукт взаимодействия негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента. Агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, не достаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте. После этого закачивают в скважину флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования или расширения трещины в заранее определенной продуктивной зоне скважины.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, причем продуктивная зона, ранее подвергнутая ГРП, изолируется от другой зоны скважины посредством геля для временной изоляции. Гель для временной изоляции получают из борированной галактоманнановой камеди. Агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте. Вязкость геля для временной изоляции снижается. После этого в продуктивной зоне, ранее подвергнутой ГРП, может быть проведен ПГРП путем подачи в эту зону флюида для ГРП под давлением, достаточным для создания или расширения трещины. Затем в область над продуктивной зоной, подвергнутой ПГРП, подают флюид для обработки скважин, содержащий негидратированную галактоманнановую камедь. При этом зона, подвергнутая ПГРП, изолируется в результате отверждения флюида для обработки скважин.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит скважина, содержащая ряд продуктивных зон. В этом способе закачивают флюид для обработки скважин, содержащий агент, снижающий вязкость, в продуктивную зону внутри скважины, ранее подвергнутую ГРП. Продуктивная зона, ранее подвергнутая ГРП, изолируется от второй продуктивной зоны скважины посредством геля для временной изоляции, полученного из борированной галактоманнановой камеди. После этого можно снизить вязкость агента для временной изоляции и удалить его из скважины. Затем в продуктивной зоне, ранее подвергнутой ГРП, может быть проведен ПГРП путем закачки в скважину флюида для ГРП под давлением, достаточным для создания или расширения трещины. После этого можно закачать в скважину флюид для ее обработки, содержащий борированную галактоманнановую камедь. При этом продуктивная зона, подвергнутая ПГРП, может быть изолирована от другой продуктивной зоны внутри этой скважины в результате отверждения флюида для обработки скважин, содержащего борированную галактоманнановую камедь.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания чертежей, упоминаемых в подробном описании настоящего изобретения, ниже представлено краткое описание каждого из этих чертежей, на которых показано:

фиг. 1 - использование обрабатывающего флюида в горизонтальной скважине, содержащей систему зональной изоляции,

фиг. 2 - влияние изменения значений pH на начало гидратации геля,

фиг. 3 - влияние замедлителя на начало гидратации геля,

фиг. 4 - влияние изменения значений pH посредством замедлителя на начало гидратации геля,

фиг. 5 - влияние изменения значений pH посредством замедлителя на начало гидратации геля,

фиг. 6 - способность геля сохранять высокую вязкость при низкой скорости сдвига для изоляции,

фиг. 7 - схема проведения экспериментов, описанных в примерах.

Подробное описание изобретения

Борированная галактоманнановая камедь, использованная во флюидах для обработки скважин, упоминаемых в настоящем описании, представляет собой галактоманнановую камедь, содержащую борат-ионы, введенные до сшивания или отверждения. Такие борированные галактоманнановые камеди описаны в патенте US 3808195, включенном в настоящее описание в качестве ссылки. Борированный полигалактоманнан может быть получен введением галактоманнана в материал, содержащий борат-ион, т.е. материал, в котором может происходить высвобождение борат-иона для вступления в реакцию.

Негидратированный борированный галактоманнан может закачиваться в виде порошка или суспензии в воде или в минеральном масле, добавленном в воду. Количество борированного галактоманнана, закачиваемого в пласт, обычно составляет приблизительно 100-1000 фунтов на тысячу галлонов воды (ppt - от англ. "part per thousand"), предпочтительно приблизительно 250-750 ppt. При использовании углеводородной суспензии количество борированного галактоманнана в последней составляет приблизительно 3-5 фунтов на галлон углеводорода.

Предпочтительными галактоманнами для использования в изобретении являются гуаровая смола и ее производные, включая природный или недериватизированный гуар, гуаровая смола, обработанная ферментом (полученная путем обработки природной гуаровой смолы галактозидазой, маннозизадой или другим ферментом), и дериватизированный гуар. Производные полигалактоманнов включают водорастворимые производные, такие как карбоксиалкиловые эфиры, например производные карбоксиметилового эфира, производные гидроксиалкилового эфира, такие как гидроксиэтиловые эфиры и гидроксипропиловые эфиры полигалактоманнана, карбамилэтиловые эфиры полигалактоманнана, катионные полигалактоманнаны и деполимеризованные полигалактоманнаны.

Наряду с этим, подходящими дериватизированными гуарами являются гуары, полученные путем обработки природной гуаровой смолы агентами для ввода карбоксильных групп, гидроксилалкиловых групп, сульфатных групп, фосфатных групп и т.д. Предпочтительными являются или гидроксилалкилированный гуар (такой как гидрооксипропиловый гуар, гидроксиэтиловый гуар, гидроксибутиловый гуар), или модифицированные гидроксиалкилированные гуары, подобные карбоксилированным гуарам, таким как карбоксиалкилированные гуары, подобные карбоксиметиловому гуару, а также карбоксилированные алкилированные гидроксиалкиловые гуары, такие как карбоксиметиловый гидроксипропиловый гуар (КМГПГ), включая гуары, имеющие молекулярную массу, составляющую приблизительно от 1 до 3 миллионов. Содержание карбоксила в таких гуаровых производных может выражаться степенью замещения и диапазоном приблизительно 0,08-0,18, а содержание гидроксипропила может выражаться молярным замещением (определяемым как число молей гидроксиалкиловых групп на моль ангидроглюкозы) и диапазоном приблизительно 0,2-0,6.

Борированный галактоманнан обычно получают путем размачивания полигалактоманнана в щелочном водном растворе материала, содержащего борат-ионы, что обеспечивает поглощение полигалактоманнаном всего раствора, а затем размалывания и сушки полигалактоманнана. Количество воды в щелочном водном растворе приблизительно равно количеству полигалактоманнана. Щелочность раствора достигается путем использования гидроксида щелочного или щелочноземельного металла. Концентрация гидроксида щелочного или щелочноземельного металла в растворе составляет по массе приблизительно 0,3-0,5% относительно массы полигалактоманнана. После поглощения раствора полигалактоманнаном последний измельчают и сушат при температуре, обычно составляющей приблизительно 150-250°C, до приблизительно первоначального уровня влажности в необработанном полигалактоманнане, содержащем, как правило, около 9-12% воды по массе. Другие процессы получения борированного полигалактоманнана и его производных описаны в патенте США 3808195.

Материалы, содержащие борат-ион, предпочтительно включают соли щелочных металлов, щелочноземельных металлов и аммония с борат-анионами. Борат-анионы включают в себя тетраборат-, метаборат- и перборат-анионы. Если принять значение молекулярной массы галактоманнанового звена равным 200, то молярное отношение замещающих групп в реакционных смесях составит от 0,1 до 3, что дает значение молярного замещения, равное по меньшей мере 0,1. Молярное замещение представляет собой среднее число замещающих радикалов, приходящихся на моль ангидрогексозного звена полигалактоманнановой смолы. Концентрация борат-ионов соответствует составу боракса Na2B4O7⋅10H2O.

Борированные гуары, полученные в результате реакции борат-иона и полигалактоманнановой камеди, диспергируются в воде, демонстрируя ограниченную способность к сшиванию при гидратированном полигалактоманнане и щелочном pH полученного золя. Диспергирование полигалактоманнана в воде обычно происходит при том же значении pH, что и в случае необработанного полимера. Поскольку скорость гидратации борированного полигалактоманнана является наибольшей при почти нейтральном или кислотном значении pH, борированный полигалактоманнан не гидратируется при более высоких значениях pH. Из-за того, что флюид для обработки скважин закачивается в пласт гидратированным не более чем частично, он имеет малую вязкость, что сводит к минимуму давление трения и позволяет выполнить подачу этого флюида с низкой скоростью закачки или с помощью гибких насосно-компрессорных труб.

Вязкость флюида для обработки скважин можно регулировать и поддерживать при требуемой температуре, регулируя гидратацию путем изменения значений pH и обеспечивая последующее сшивание борированного полигалактоманнана (предпочтительно путем добавления сшивающего агента). Подходящие агенты для изменения pH, которые могут использоваться для поддержания требуемого pH, включают кальцинированную соду, гидроксид калия, гидроксид натрия и карбонаты и бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Типичное значение pH, требуемое для отверждения флюида для обработки скважин, превышает 8,0, в более предпочтительном варианте - превышает 9,0.

Поэтому флюид для обработки скважин демонстрирует высокую эффективность при селективном уплотнении, или блокировании, продуктивных зон в пласте, поскольку гидратацию этого флюида можно регулировать с задержкой до нескольких часов посредством некоторого количества бората, используемого в гуаре или производном гуара, а также pH системы. Например, вязкость этого флюида обычно можно уменьшить посредством pH или деструкторов, регулируемых температурой, когда больше не требуется пассивная изоляция зон. Доведя значение pH до уровня, соответствующего сильнощелочной среде, можно еще больше задержать сшивание борированного полигалактоманнана вплоть до высоких температур, например до 120°F и часто до 350°F.

Таким образом, сшивающий агент, используемый во флюиде, соответствующем настоящему изобретению, представляет собой обычный сшивающий агент замедленного действия (обеспечивающий задержку гидратации полигалактоманнана), хотя могут использоваться и другие сшивающие агенты. Во многих случаях гидратация может регулироваться в течение 24-36 часов до образования геля с достаточной вязкостью, функционирующего как уплотнитель.

В качестве сшивающего агента используется, особенно при высоких температурах, боракс. Помимо боракса, могут использоваться другие соединения, высвобождающие борат-ион, а также металлоорганические или органические комплексные соединения ионов металлов, включающие по меньшей мере один ион переходного или щелочноземельного металла, а также их смеси.

Применимые соединения, высвобождающие борат-ион, включают, например, любое соединение бора, отдающее борат-ионы в композицию, например борную кислоту, бораты щелочных металлов, такие как диборат натрия, тетраборат калия, тетраборат натрия (боракс), пентабораты и т.п., а также щелочноборатные системы и бораты цинка. Такие соединения, высвобождающие борат-ионы, описаны в патентах US 3058909 и 3974077, включенных в настоящее описание в качестве ссылок. Кроме того, в число таких соединений, высвобождающих борат-ионы, входят оксид бора (например, выбранный из H3BO3 и B2O3) и полимерные боратные соединения. Примером подходящего полимерного боратного соединения является полимерное соединение борной кислоты и щелочноборатной системы, поставляемое компанией Borax (Валенсия, Калифорния, США) под торговой маркой Polybor®. Могут также использоваться смеси любых упомянутых соединений, высвобождающих борат-ионы. Для того, чтобы произошло сшивание, значение pH у таких соединений, высвобождающих борат-ионы, обычно должно соответствовать щелочной среде (например, 8,0-12).

Кроме того, предпочтительными сшивающими реагентами являются металлорганические соединения и органические комплексные соединения с опосредованной связью металла, которые могут отдавать ионы циркония IV, например лактат циркония, триэтаноламин лактата циркония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония и диизопропиламин лактата циркония, а также соединения, которые могут отдавать ионы титана IV, например, такие как аммоний-лактат титана, триэтаноламинтитан и ацетилацетонат титана. В композицию могут также непосредственно добавляться Zr (IV) и Ti (IV) в качестве ионов или окси-ионов.

Такие сшивающие агенты в виде металлорганических соединений и органических комплексных соединений с опосредованной связью металла, содержащих титан или цирконий в валентном состоянии +4, описанные в патенте GB 2108122, включенном в настоящее описание в качестве ссылки, получают в результате реакции между тетраалкоксидами циркония и алканоламинами при существенно безводных условиях. Другие циркониевые и титановые сшивающие агенты описаны, например, в патентах US 3888312, 3301723, 4460751, 4477360, в европейском патенте 92755 и в патенте US 4780223, каждый из которых включен в настоящее описание в качестве ссылки. Такие металлорганические соединения и органические комплексные соединения с опосредованной связью металла, как сшивающие агенты, содержащие титан и цирконий в валентном состоянии +4 (окисление), могут содержать один или более алканоламиновых лигандов, таких как этаноламиновые (моно-, ди- или триэтаноламиновые) лиганды, например такие как бис(триэтаноламин)бис(изопропил)титан (IV). Кроме того, эти соединения могут поставляться в виде неорганических оксидов, таких как диоксид циркония или диоксид титана. Такие сшивающие агенты обычно используются при значении pH, тоже находящемся в диапазоне приблизительно 6-13.

Могут быть также использованы любые подходящие сшивающие ионы металлов, металлосодержащие молекулы или смеси таких ионов и молекул. В одном из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения сшивающий агент для использования в теплоизоляционной композиции, соответствующей настоящему изобретению, представляет собой реагент, способный отдать в эту композицию Zn (II), кальций, магний, алюминий, Fe (II) и Fe (III). Эти элементы могут быть внедрены непосредственно в композицию как ионы или как соединения многовалентных металлов, такие как гидроксиды или хлориды, из которых могут высвобождаться ионы.

Как было упомянуто выше, сшивающие ионы или молекулы можно получить путем растворения в растворе соединений, содержащих соответствующие металлы или ион металла в чистом виде. Концентрация сшивающего агента зависит от таких факторов, как концентрация полимера и температура в кольцевом пространстве, и обычно находится в диапазоне приблизительно 5-2000 миллионных долей (ppm), предпочтительно - приблизительно 100-900 ppm. Важное преимущество изобретения состоит в том, что оно предоставляет возможность использования более высоких концентраций сшивающих ионов металлов или металлосодержащих молекул, чем обеспечивается улучшенное сшивание.

Флюиды для обработки скважин, содержащие борированную галактоманнановую камедь, особенно применимы в случае обработки пластов, в отношении которых имеется информация о наличии нескольких продуктивных зон. Например, в некоторых пластах, таких как пласты глинистых сланцев, может оказаться необходимым многоэтапное проведение ГРП, где число этапов может составлять от 6 до 40. Флюид для обработки скважин может функционировать как изолирующая система в течение периода, составляющего от нескольких часов до нескольких дней. Обрабатывающий флюид может использоваться в вертикальных и невертикальных скважинах, но наибольшее применение может найти в горизонтальных скважинах.

Флюид для обработки скважин особенно применим в качестве пассивной химической кольцевой изолирующей системы для изоляции стимулируемых перспективных зон. Обрабатывающий флюид может быть подан в скважину с установленной обсадной колонной или в необсаженную скважину.

Флюид для обработки скважин, представленный в настоящем описании, особенно применим в сочетании с механической системой зональной изоляции. В этих способах обычно требуется выполнить перфорацию и ГРП в изолированной зоне без использования цемента.

На фиг. 1 показана горизонтальная скважина 10, проходящая в пласте 12, содержащая кондукторную обсадную колонну 15 и промежуточную обсадную колонну 20 и оснащенная трубопроводом 25 и механическим системой 30 зональной изоляции. Флюид 27 для обработки скважин подается в скважину и заполняет пространство между трубопроводом 25 и обсадной колонной 15. После отверждения флюида колонна 20 перфорируется в требуемом месте, а пласт 12 подвергается ГРП, в результате чего в нем образуются трещины 40. По завершении ГРП вязкость флюида резко изменяется вследствие взаимодействия с деструктором (разрушающим агентом). После удаления флюида из скважины оттуда можно также извлечь промежуточную колонну 20, трубопровод 25 и механическую систему 30 зональной изоляции.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения может сначала выполняться перфорация какой-либо продуктивной зоны скважины, содержащей ряд продуктивных зон. Затем в перфорированную продуктивную зону может быть подан флюид для ГРП под давлением, достаточным для образования в этой зоне трещин. Флюид для обработки скважин, представленный в настоящем описании, может быть подан в перфорированную продуктивную зону, подвергнутую ГРП. После этого перфорированная продуктивная зона может быть изолирована в результате отверждения флюида для обработки скважин. Если необходимо, может быть выполнена перфорация другой продуктивной зоны скважины и процесс может быть повторен. Данную процедуру обычно проводят, выполняя цементирование кольцевого пространства вертикальной скважины до перфорации первой зоны. Кроме этого, одна или более продуктивных зон могут содержать систему зональной изоляции, описанную выше.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения флюид для обработки скважин может быть подан в заранее определенную продуктивную зону скважины, содержащей ряд продуктивных зон. Затем флюид в заранее определенной продуктивной зоне отверждается для изоляции этой зоны от других зон скважины. После этого заранее определенная зона может быть перфорирована и подвергнута ГРП, поскольку эта перспективная зона герметически изолируется от других зон.

Обрабатывающий флюид можно, кроме того, использовать в способе, в котором также используется механическое устройство, например, такое как пакер, пробка или песчаная закладка. Такие механические устройства могут быть сначала установлены в скважине между зоной, подлежащей ГРП, и соседней зоной скважины. Этот способ более целесообразно применять в невертикальных скважинах. Устройство для зональной изоляции может быть установлено в одной или более зонах, подлежащих ГРП, в области, ограниченной двумя пакерами. Затем в скважину может быть подан обрабатывающий флюид. После отверждения флюида для обработки скважины область между первым и вторым пакерами герметически изолируется от других зон в скважине. В этой изолированной области впоследствии может быть выполнен ГРП. Данный процесс можно затем периодически повторять для создания трещин в других перспективных зонах скважины. После деструкции геля, образующего флюид для обработки скважины, все системы зональной изоляции могут быть удалены из скважины.

Наряду с обеспечением эффективной зональной изоляции вслед за стимуляцией, флюид для обработки скважины также сводит к минимуму цементирование естественных трещин. При использовании обычных цементов внутри скважины нередко возникают ситуации, когда цемент попадает в естественные трещины после бурения и/или перфорации пласта. Это приводит к закупорке естественных трещин. Предлагаемый флюид для обработки скважины можно использовать в качестве альтернативы цементу или как дополнение к последнему.

В подобных случаях флюид, содержащий суспензию борированного галактоманнана, может быть подан в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и колонной труб, расположенной в скважине. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения на колонне труб расположено устройство для зональной изоляции. Вслед за отверждением флюида здесь может быть выполнена перфорация изолированной продуктивной зоны в пределах устройства для зональной изоляции. В качестве устройства для зональной изоляции может использоваться устройство для многоинтервального ГРП, известное из уровня техники, например устройство, описанное в патенте США 6386288. Затем скважина может быть подвергнута ГРП при давлении, достаточном для образования трещин в изолированной продуктивной зоне. В таких случаях скважина может быть невертикальной.

В одном из альтернативных вариантов осуществления настоящего изобретения скважина содержит только колонну насосно-компрессорных труб без обсадной колонны. Механическое изолирующее устройство соединяется с колонной насосно-компрессорных труб.

Пассивность зональной изоляции, обеспечиваемой флюидом, состоит в том, что борированный галактоманнан может быть удален из скважины в результате деструкции геля. Благодаря этому флюид можно использовать вместо механического пакера. Следовательно, способы пассивной зональной изоляции, представленные в настоящем описании, обеспечивают кольцевую изоляцию как обычные цементы без повреждения пласта. Таким образом, в предпочтительном режиме работы система кольцевой изоляции, обеспечиваемая сшитым гелем, выводится из скважины в ходе последующих работ по получению притока из скважины, при этом поверхность пласта остается практически неповрежденной, что позволяет начать добычу после операций ГРП.

Флюиды для обработки скважин, представленные в настоящем описании, особенно эффективны в тех применениях, где проведение ПГРП является весьма желательным. Уплотняющая система, содержащая борированную галактоманнановую камедь, может быть подвергнута деструкции, а борированная галактоманнановая камедь - удалена из скважины путем подачи в последнюю агента, снижающего вязкость. Агент, снижающий вязкость, по меньшей мере частично подвергает деструкции загущенную борированную галактоманнановую камедь, в результате чего последняя становится менее вязкой и может быть поэтому удалена из скважины. Таким образом, уплотняющие системы, изолирующие, согласно вышеизложенному, подвергнутую ГРП продуктивную зону от другой зоны пласта посредством борированной галактоманнановой камеди, могут быть удалены из скважины, так что ранее изолированная продуктивная зона может быть снова подвергнута операции ГРП.

Флюид, содержащий агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, не достаточным для создания или расширения трещины в пласте. Таким образом, после деструкции уплотняющей системы (и предпочтительного удаления борированной галактоманнановой камеди из скважины) можно закачать флюид для ГРП в скважину под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в пласте. Таким путем можно провести ГРП в продуктивной зоне пласта, ранее подвергнутой этой операции.

Как правило, ПГРП в пласте проводят, закачивая флюид для ГРП в заранее определенную продуктивную зону скважины, в которой ранее был проведен ГРП или была предпринята попытка проведения ГРП и которая содержит ряд продуктивных зон. Так, например, можно провести ПГРП в некоторой области пласта в многозонной скважине, гидравлически изолируя первую область, которая ранее подвергалась ГРП по меньшей мере однократно, от участка этой многозонной скважины, расположенного относительно этой первой области со стороны устья, и выполнив ПГРП в этой первой области. После проведения ПГРП можно подать в скважину, как описано выше, флюид для обработки скважин, содержащий негидратированную галактоманнановую камедь, и изолировать зону, подвергнутую ПГРП, путем отверждения флюида для обработки скважин.

Следует иметь в виду, что способ проведения ПГРП может включать ряд операций ПГРП, в ходе которых в скважину подают флюид, содержащий агент, снижающий вязкость, удаляют материал временного уплотнения, обеспечивающий блокирование продуктивной зоны относительно другой зоны пласта, выполняют ГРП, подают в скважину флюид, содержащий борированную галактоманнановую камедь, и отверждают его для изоляции продуктивной зоны, подвергнутой ПГРП, от других продуктивных зон пласта, после чего повторяют процесс.

Подходящие агенты, снижающие вязкость, включают любые вещества, применимые для обеспечения снижения вязкости флюида, содержащего борированную галактоманнановую камедь. Примеры подходящих веществ включают, не ограничиваясь этим, окислительные агенты (такие как бромат натрия), амины, кислоты, соли кислот, кислотообразующие вещества, ферментные деструкторы (реагенты для деструкции ферментов), капсулированные деструкторы и т.д., а также комбинации перечисленного. Агенты, снижающие вязкость, обеспечивают деструкцию борированной галактоманнановой камеди во флюиде для обработки скважин, благодаря чему подвергнутый деструкции флюид может быть удален из подземного пласта на поверхность.

Подходящие кислоты включают соляную кислоту, муравьиную кислоту и сульфаминовую кислоту, а соли кислот - бисульфат натрия.

Подходящие окислительные агенты включают пероксиды щелочноземельных и других металлов (такие как пероксид магния, пероксид кальция и пероксид цинка), органические пероксиды, хлорную известь, персульфаты (в чистом виде или капсулированные), например персульфат аммония, персульфат натрия, пероксодисульфат аммония и персульфат калия, соли хрома, бромат натрия, перхлорат натрия, перборат магния, перборат кальция и т.д.

Могут также использоваться ферментные деструкторы, такие как галактоманназы, способные разорвать основную цепь сшитого геля на фрагменты моносахарида и дисахарида.

Агент, снижающий вязкость, подают в скважину в количестве, достаточном для по меньшей мере частичной деструкции борированной галактоманнановой камеди и позволяющем удалить материал временного уплотнения, служащий для изоляции продуктивной зоны, ранее подвергнутой ГРП.

Приведенные ниже примеры иллюстрируют некоторые варианты осуществления настоящего изобретения. Другие варианты осуществления, охватываемые формулой изобретения, будут очевидными для специалистов в данной области после ознакомления с приведенным описанием. Подразумевается, что настоящее описание вместе с примерами носит лишь иллюстративный характер, а объем и сущность изобретения определяются приложенной формулой изобретения.

Если не указано иного, то все проценты, приведенные в примерах, относятся к массовым долям.

Примеры

В приведенных ниже примерах используются следующие материалы:

- полимер - борированный гуар, поставляемый компанией Baker Hughes Incorporated под наименованием GW-26,

- боракс, используемый в качестве добавки, замедляющей гидратацию (а также действующей как сшивающий агент),

- деструктор GBW-25 - бромат натрия, поставляемый компанией Baker Hughes Incorporated.

Вязкость измеряли вискозиметром высокого давления и высокой температуры (модель 5550 производства компании Chandler).

Пример 1. Влияние изменения значений pH на начало гидратации геля исследовали, проводя измерения вязкости. Результаты приведены на фиг. 2. Для каждого эксперимента готовили гель, используя 100 ppt полимера в воде. Значение pH для этой суспензии составляло 8,84. С помощью раствора гидроксида натрия (10% по массе в воде) значение pH повышали до 9,5, 9,75 и 10,1. Эту суспензию загружали в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 250°F в течение двух часов и затем удерживали постоянной на уровне 250°F в течение еще одного часа. Из фиг. 2 видно, что pH влияет на вязкость следующим образом:

а) при pH выше 9,75 гель не гидратируется и вообще не приобретает вязкость;

б) при pH, равном 9,5, вязкость геля начинает возрастать через 60-65 минут, но этот рост является кратковременным;

в) при pH, равном 8,84, вязкость геля начинает возрастать через 30 минут аналогично его поведению при комнатной температуре в водопроводной воде. Из фиг. 2, кроме того, следует, что с помощью pH можно регулировать время начала гидратации.

Пример 2. С помощью описанной выше процедуры было исследовано влияние добавления боракса в качестве замедлителя при значении pH, поддерживаемом на уровне 9,5. Результаты показаны на фиг. 3. Для каждого эксперимента готовили гель, используя 100 ppt полимера в воде и раствор гидроксида натрия для регулирования pH. Боракс добавляли в качестве замедляющего агента в процентной концентрации по массе, составлявшей 1, 2 и 3% от массы полимера. Суспензию загружали в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 250°F в течение двух часов и затем удерживали постоянной на уровне 250°F в течение еще одного часа. Результаты показывают, что боракс сам по себе (без какого-либо регулирования pH) оказывает мало влияния на задержку гидратации, однако в сочетании с ростом значения pH от 8,84 до 9,5 обеспечивает существенную разницу в замедлении скорости гидратации. Более конкретно:

а) контрольный эксперимент с гелем при естественном для него значении pH, равным 8,84, и процентной концентрации боракса по массе, составлявшей 2% от массы полимера, показал незначительную разницу в гидратации;

б) у геля со значением pH, доведенным до 9,5, при процентной концентрации боракса по массе, составлявшей 1% от массы полимера, была зафиксирована задержка гидратации приблизительно на 80 минут;

в) у геля со значением pH, доведенным до 9,5, при процентной концентрации боракса по массе, составлявшей 2% от массы полимера, была зафиксирована задержка гидратации приблизительно на 120 минут;

г) у геля со значением pH, доведенным до 9,5, при процентной концентрации боракса по массе, составлявшей 3% от массы полимера, была зафиксирована задержка начала гидратации приблизительно на 100 минут, а полная гидратация произошла с задержкой на 140 минут.

Для большей иллюстративности значение pH геля было доведено до 9,5 в соответствии с примером 1, что тоже отражено на фиг. 3. Ясно, что добавление замедлителя наряду с увеличением значения pH до 9,5 позволяет лучше контролировать время начала гидратации.

Пример 3. Было проведено исследование влияния pH и замедлителя на время гидратации, результаты которого показаны на фиг. 4. Для каждого эксперимента готовили гель, используя 100 ppt полимера в воде. Значение pH для этой суспензии составляло 8,84. Более низкие значения pH (8,5 и 8,75) получали путем добавления уксусной кислоты. Более высокие значения pH (9 и 9,2) получали путем добавления раствора гидроксида натрия (10% по массе в воде). Суспензию загружали в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 100°F в течение 30 минут и затем удерживали постоянной на уровне 100°F в течение еще 90 минут. В некоторых экспериментах добавляли боракс в качестве замедлителя. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено путем изменения pH. Более конкретно:

а) у геля с естественным для него значением pH, равным 8,84, и процентной концентрацией боракса по массе, составлявшей 3% от массы полимера, была зафиксирована незначительная разница в гидратации;

б) у геля без замедлителя и со значением pH, доведенным до 9,2, и геля со значением pH, равным 8,75, и с концентрацией замедлителя, равной 1%, существенная гидратация не была зафиксирована;

в) задержка гидратации была зафиксирована у геля без замедлителя и со значением pH, доведенным до 9,0, у геля без замедлителя и со значением pH, доведенным до 8,75, и у геля с концентрацией замедлителя, равной 1%, и со значением pH, доведенным до 8,5, но время появления признаков гидратации (когда вязкость начинает возрастать и достигает некоторого предельного значения, составляющего минимум 1000 сП) варьировалось от 25 до 52 минут.

Пример 4. С помощью описанной выше процедуры было исследовано совместное влияние pH и замедлителя на время гидратации. Для каждого эксперимента готовили гель, используя 100 ppt полимера в воде. Значение pH для этой суспензии составляло 8,84. С помощью раствора гидроксида натрия (10% по массе в воде) значение pH повышали до 9 и 9,25. Эту суспензию загружали в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 150°F в течение 30 минут и затем удерживали постоянной на уровне 150°F в течение еще 90 минут. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено путем изменения как концентрации замедлителя, так и значения pH. В частности, время начала гидратации варьировалось от 35 до 90 минут, что больше, чем в примере 3.

Пример 5. С помощью описанной выше процедуры был также исследован оптимальный результат, полученный в приведенных выше примерах (3% боракса и pH 9,65), с целью установления возможности достижения высокой вязкости для изоляции. Результаты показаны на фиг. 6. Для этого эксперимента готовили гель, используя 500 ppt полимера в воде, 10%-й раствор гидроксида натрия для регулирования pH и боракс в качестве замедлителя. Эту суспензию загружали в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 250°F в течение двух часов и затем удерживали постоянной на уровне 250°F в течение еще 6 часов. После начального двухчасового повышения температуры в этом исследовании уменьшили постоянный сдвиг от 100 сек-1 до 0,1 сек-1 (с целью моделирования статических условий блокирующего геля после его размещения). Данное исследование показывает, что при малом сдвиге вязкость достигает значения, превышающего миллиона сП.

Пример 6. Возможность закачки геля при размещении в горизонтальном положении и удержания его там при перепаде давления определялась путем использования двух ячеек высокого давления для определения утечки жидкости (длиной около восьми дюймов и диаметром два дюйма), одна из которых располагалась горизонтально, а другая - вертикально. Расположение ячеек показано на фиг. 7. Горизонтальная ячейка 50, в которой должен размещаться гель для временной изоляции, содержит расположенный в ее конце 70 дополнительный элемент в виде вставки 60а с пазом или в виде керамического сердечника 60b с проницаемостью менее 1 мД. Вставка с пазом представляет собой модель перфорированного пласта. Керамический сердечник представляет собой модель неперфорированного пласта. Если в данном примере не указано иного, то по умолчанию используется вставка с пазом. Горизонтальную ячейку можно, в случае необходимости, поднимать или опускать для установки под требуемым углом с помощью домкрата 65. Трубопровод 75 соединяет нижнюю часть вертикальной ячейки 55 с боковой стороной горизонтальной ячейки 50. Трубопровод 75 представляет собой модель наклонного участка горизонтальной скважины. Вокруг горизонтальной ячейки размещается нагреватель для нагрева этой ячейки и регулирования температуры. Повышение температуры геля в горизонтальной ячейке осуществлялось в пределах некоторого температурного диапазона. Гель закачивали из вертикальной ячейки 55 в горизонтальную, в виде суспензии в водопроводной воде, по трубопроводу с повышением давления до 100 фунтов/кв. дюйм. После закачки геля в горизонтальную ячейку 50 и выдерживания в течение двух часов при температуре его сшивания вертикальную ячейку 55 заполняли окрашенной водопроводной водой. Затем прикладывали дополнительное давление к верхней части вертикальной ячейки, при этом объем воды, поступившей из вертикальной ячейки в горизонтальную, использовали в качестве меры изоляции. Кроме этого, измеряли количество геля, выдавленного через паз вставки.

Пример 7. Данный пример иллюстрирует способность флюида для обработки скважин согласно настоящему изобретению действовать в качестве блокирующего агента в течение некоторого времени при давлении, соответствующем давлению в неперфорированном пласте. Процедура эксперимента включала получение композиции геля, используемой в примере 5 (500 ppt полимера и воды с бораксом в процентной концентрации по массе, составлявшей 3% от массы полимера, буферизованные до pH, равного 9,65, путем добавления 10%-го раствора гидроксида натрия). Условия эксперимента были теми же, что и в примере 6, за исключением того, что использовался керамический сердечник с проницаемостью менее 1 мД. Гель закачивали из вертикальной ячейки в горизонтальную и нагревали до 250°F в течение двух часов при давлении 100 фунтов/кв. дюйм для его сшивания. Вертикальную ячейку заполняли окрашенной водопроводной водой. Затем в течение одного часа к верхней части вертикальной ячейки прикладывалось дополнительное давление в 500 фунтов/кв. дюйм. После первого часа прорыв воды отсутствовал, что указывало на хорошую изоляцию. Затем ячейку перекрывали на всю ночь при давлении 500 фунтов/кв. дюйм и открывали снова на следующее утро. Прорыв воды отсутствовал и в этом случае. Снова повышали давление приращениями по 100 фунтов/кв. дюйм до 1000 фунтов/кв. дюйм. Перед переходом к следующему уровню каждое значение давления поддерживали в течение 5 минут с целью обнаружения возможного прорыва воды. При перепаде давления, составлявшем 1000 фунтов/кв. дюйм, наблюдение за ячейкой в течение 6 часов не выявило никаких признаков прорыва воды. Ячейку снова перекрывали на всю ночь при тех же температуре и давлении. На следующее утро ячейку снова открывали и наблюдали в течение 24 часов при 1000 фунтов на квадратный дюйм, при этом прорыв воды отсутствовал. Данный пример показывает, что описываемый гель способен действовать в качестве блокирующего агента.

Пример 8. Данный пример иллюстрирует возможность закачки стимулирующего флюида сквозь блокирующий гель в перфорированный пласт. Процедура эксперимента включала получение композиции геля, используемой в примере 5 (500 ppt полимера и воды с бораксом в процентной концентрации по массе, составлявшей 3% от массы полимера, буферизованные до pH, равного 9,65, путем добавления 10%-го раствора гидроксида натрия). Условия эксперимента были теми же, что и в примере 6, с использованием вставки с пазом в качестве модели перфорированного пласта. Гель закачивали из вертикальной ячейки в горизонтальную и нагревали до 250°F в течение двух часов при давлении 100 фунтов/кв. дюйм для его сшивания. Вертикальную ячейку заполняли окрашенной водопроводной водой. При повышении давления до 125 фунтов/кв. дюйм происходил прорыв воды в результате образования канала для ее прохода сквозь гель вблизи центра гелевой закладки. Данный пример показывает, что стимулирующий флюид можно успешно закачивать сквозь блокирующий гель в перфорированный пласт.

Пример 9. Ряд экспериментов был посвящен оценке возможности деструкции геля после его отработки в качестве блокирующего материала. Результаты приведены в таблицах 1 и 2. В этих экспериментах использовались два разных деструктора в различных концентрациях. Процедура эксперимента включала получение композиции геля, используемой в примере 5 (500 ppt полимера и воды с бораксом в процентной концентрации по массе, составлявшей 3% от массы полимера, буферизованные до pH, равного 9,65, путем добавления 10%-го раствора гидроксида натрия). Как показано в таблицах 1 и 2, деструктор добавляли к гелю. После этого вводили 400 мл геля в горизонтальную ячейку, описанную выше, и нагревали до указанной температуры при давлении 1000 фунтов/кв. дюйм. Ячейки периодически открывали для контроля деструкции геля. В таблице 1 показаны результаты использования деструктора GBW-25, а в таблице 2 - деструктора High Perm CRB (капсулированного персульфата аммония).

Эти результаты показывают возможность деструкции геля и вариативность времени деструкции, что придает настоящему изобретению большую гибкость.

Из приведенного выше описания следует, что в настоящем изобретении возможны многочисленные изменения и модификации в пределах его объема и сущности.

1. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включающий:

а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта;

б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством (i) закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, причем до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и (ii) формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя продуктивную зону, подвергнутую гидравлическому разрыву, от второй зоны;

в) деструкцию загущенного временного уплотнения между изолированными продуктивной зоной, подвергнутой гидравлическому разрыву, и второй зоной посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством снижающего вязкость агента, причем агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, не достаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте; и

г) проведение повторного гидравлического разрыва изолированной продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

д) закачку в область скважины у изолированной продуктивной зоны, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, текучей среды для обработки скважин, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь и сшивающий агент, причем до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы;

е) изоляцию изолированной продуктивной зоны, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, от другой зоны скважины путем отверждения текучей среды для обработки скважин, закачанной на этапе (д).

3. Способ по п. 2, в котором этапы (а)-(е) выполняют повторно по меньшей мере один раз.

4. Способ по п. 1, в котором скважина представляет собой вертикальную скважину.

5. Способ по п. 1, в котором агент, снижающий вязкость, представляет собой кислоту.

6. Способ по п. 5, в котором кислоту выбирают из группы, включающей соляную кислоту, муравьиную кислоту, сульфаминовую кислоту или их смесь.

7. Способ по п. 1, в котором агент, снижающий вязкость, представляет собой реагент, разрушающий продукты окисления, или реагент для деструкции ферментов, или их комбинацию.

8. Способ по п. 7, в котором агент, снижающий вязкость, выбирают из группы, включающей пероксиды щелочноземельных металлов, пероксиды металлов, органические пероксиды, хлорную известь, персульфаты, соли хрома, бромат натрия, перхлорат натрия, перборат натрия, перборат магния, перборат кальция, галактоманнаназу и их смеси.

9. Способ по п. 1, в котором подземный пласт представляет собой глинистый сланец.

10. Способ по п. 1, в котором скважина представляет собой горизонтальную скважину.

11. Способ проведения гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, включающий:

а) закачку в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента;

б) уплотнение продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, относительно другой зоны в скважине посредством геля для временной изоляции за счет взаимодействия борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента для формирования из продукта этого взаимодействия геля для временной изоляции;

в) закачку в скважину агента, снижающего вязкость, снижение вязкости геля для временной изоляции, разуплотнение продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, относительно другой зоны и удаление геля для временной изоляции из скважины, причем агент, снижающий вязкость, закачивают в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте;

г) проведение повторного гидравлического разрыва разуплотненной продуктивной зоны, подвергая ее гидравлическому разрыву, путем подачи в эту зону флюида для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины; и

д) закачку негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента в скважину и формирование геля для временной изоляции между зоной, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством взаимодействия негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента.

12. Способ по п. 11, включающий повторное выполнение этапов (а)-(д) в одной или более продуктивных зонах скважины.

13. Способ по п. 11, в котором скважина представляет собой вертикальную скважину.

14. Способ по п. 11, в котором агент, снижающий вязкость, представляет собой кислоту.

15. Способ по п. 11, в котором агент, снижающий вязкость, представляет собой реагент, разрушающий продукты окисления, или реагент для деструкции ферментов, или их комбинацию.

16. Способ по п. 11, в котором скважина представляет собой вертикальную скважину.

17. Способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд продуктивных зон, включающий:

а) формирование геля для временной изоляции между зоной, ранее подвергнутой гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента замедленного действия и их взаимодействия;

б) закачку агента, снижающего вязкость, в скважину, снижение вязкости геля для временной изоляции и затем удаление его из скважины;

в) закачку в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и повторный гидравлический разрыв продуктивной зоны, ранее подвергнутой гидравлическому разрыву;

г) закачку в скважину текучей среды для обработки скважин, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь и сшивающий агент замедленного действия; и

д) изоляцию продуктивной зоны, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, путем отверждения флюида для обработки скважин, содержащего негидратированную борированную галактоманнановую камедь и сшивающий агент замедленного действия.

18. Способ по п. 17, в котором агент, снижающий вязкость, представляет собой кислоту, или деструктор, или их комбинацию.

19. Способ по п. 17, в котором подземный пласт представляет собой пласт глинистого сланца.

20. Способ по п. 17, в котором скважина представляет собой горизонтальную скважину.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к системе высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта и системе гидравлического клапана трубного монтажа (ГКТМ) для соединения с эксплуатационной колонной для обеспечения возможности изоляции перспективного пласта внутри скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагируют из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи. 4 ил.

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву. Способ проведения гидравлического разрыва подземного пласта, включает: а) закачку в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, б) уплотнение продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, относительно другой зоны в скважине посредством геля для временной изоляции за счет взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента для формирования из продукта этого взаимодействия геля для временной изоляции, в) закачку в скважину агента, снижающего вязкость, снижение вязкости геля для временной изоляции, разуплотнение указанной продуктивной зоны относительно другой зоны и удаление геля для временной изоляции из скважины, где указанный агент закачивают в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, г) проведение повторного гидравлического разрыва разуплотненной продуктивной зоны, подвергая ее гидравлическому разрыву путем подачи в эту зону флюида для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины, д) закачку указанной камеди и сшивающего агента в скважину и формирование геля для временной изоляции между зоной, подвергнутой повторному гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента. Способ повышения продуктивности нефтегазоносного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд продуктивных зон, включает а) формирование геля для временной изоляции между зоной, ранее подвергнутой гидравлическому разрыву, и другой зоной посредством закачки указанной выше камеди и сшивающего агента замедленного действия и их взаимодействия, б) закачку агента, снижающего вязкость, в скважину, снижение вязкости геля для временной изоляции и затем удаление его из скважины, в) закачку в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и повторный гидравлический разрыв продуктивной зоны, г) закачку в скважину текучей среды для обработки скважин, содержащей указанную камедь и сшивающий агент замедленного действия, и д) изоляцию указанной продуктивной зоны путем отверждения флюида для обработки скважин, содержащего указанную камедь и сшивающий агент замедленного действия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности многократной обработки гидроразрывом пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 9 пр.

Наверх