Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: ..формированием трещин или разрывов – E21B 43/26

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение параллельно расположенных добывающих горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта и отбора продукции. При этом предусматривают бурение в пластах с проницаемостью не более 2 мД не менее одной добывающей скважины. Сначала бурят одну горизонтальную скважину с углом между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтального ствола скважины от 30° до 60°. Проводят на ней многократный гидравлический разрыв пласта. Пускают скважину в работу. Если пластовое давление в процессе разработки снижается не более чем на 3% в год, то дальнейшую разработку ведут на естественном режиме без бурения нагнетательных скважин. Бурят остальные добывающие горизонтальные скважины параллельно первой из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составят не менее 50 тыс.т. при расстоянии между горизонтальными стволами не менее 100 м. На всех скважинах проводят многократный гидравлический разрыв пласта. При этом количество ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из аналитического выражения. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта _max1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважин, получая трещины параллельно _max1, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта _max2 в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно _max2, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта _max1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. При этом сначала проводят гидравлический разрыв пласта в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины будет параллелен направлениям трещин гидравлического разрыва, получая трещины параллельно _max1. Ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта _max2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят гидравлический разрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно _max2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах. Способ включает введение первого закупоривающего материала в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Определяют уменьшение или предотвращение первым закупоривающим материалом потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Вводят часть первой текучей среды во вторую часть подземного пласта, имеющую большее гидравлическое сопротивление потоку текучей среды, чем первая часть подземного пласта. Вводят второй закупоривающий материал в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды во вторую часть подземного пласта. Вводят часть второй текучей среды в первую часть подземного пласта с первой скоростью потока. Удаляют первый закупоривающий материал из подземного пласта. Определяют, когда первый закупоривающий материал, по меньшей мере частично, был удален из подземного пласта, посредством мониторинга температуры в этой части подземного пласта. Вводят вторую текучую среду в первую часть подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м³ , и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м³/мин. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек^-1 до 300 сек ^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек ^-1 до 300 сек^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости. Затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния C боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным либо со спуском перфорированного хвостовика. Угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м. Первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии C, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых и может быть применено для разрушения, осушения, дегазации горных пород, извлечения или закачки пластовых флюидов, разгрузки горных пород от сжимающих напряжений, создания противофильтрационных экранов. Способ включает бурение скважины, герметизацию интервала разрыва и нагнетание рабочей жидкости в интервал разрыва. При этом направление энергетически выгодного развития трещины задают за счет неразрушающего изменения напряженного состояния горных пород в окрестности скважины до начала гидроразрыва путем неравномерного нагружения стенок скважины, или путем неравномерного нагрева стенок скважины, или путем создания неравномерного фильтрационного потока жидкости из скважины в горные породы, или из горных пород в скважину, а развитие трещины в процессе гидроразрыва поддерживают непрерывным до достижения трещиной заданного размера. Технический результат заключается в снижении трудоемкости выполнения направленного гидроразрыва, повышении надежности развития трещин в заданном направлении, расширении технических возможностей управления направлением развития трещин гидроразрыва в различных горно-геологических условиях. 6 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Определяют границы зон с различной проницаемостью. Уплотняют сетку скважин не более 4 га/скв. Закачивают вытесняющую жидкость в каждую зону через нагнетательные скважины и добывают продукцию пласта из каждой зоны через добывающие скважины. При этом зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, средне-проницаемые и высокопроницаемые. Уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах. При этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3. После снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта. Затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке. Техническим результатом является интенсификация отбора из низкопроницаемых зон и повышение коэффициента извлечения нефти. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть применено для дегазации угольных пластов. Способ включает создание полости в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в шпуре и воздействия на пласт низкочастотными импульсами давления при увеличении давления жидкости в скважине. Циклическое увеличение и снижение давления жидкости создают через гидравлический мультипликатор, установленный на устье, причем поршень меньшей площади рабочей поверхности гидравлического мультипликатора воздействует на жидкость, заполняющую шпур, на поршень большей площади рабочей поверхности воздействуют сжатым газом, объем порции жидкости, закачиваемой в пласт, определяют длиной хода гидравлического мультипликатора, давление и скорость закачки жидкости в пласт регулируют за счет давления сжатого газа, отношения площадей рабочих поверхностей поршней гидравлического мультипликатора и скорости подачи сжатого газа. Технический результат заключается в развитии сети трещин пласта вокруг скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для формирования в породных массивах сплошных трещин нужных размеров и формы. Устройство включает полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями. На концах корпуса установлены шланги, на корпус надета втулка из эластичного материала с радиальными отверстиями. Радиальные отверстия на корпусе и эластичной втулке не совпадают, на свободном от корпуса конце нижнего шланга установлена заглушка. Шланги и корпус с надетой на него втулкой из эластичного материала размещены в колонне втулок со скошенными вовнутрь торцами. На колонну втулок надета эластичная оболочка, на которой установлен рукав из проницаемого для жидкости материала и заполнен сыпучим веществом, отвердевающим при взаимодействии с жидкостью. Втулки со скошенными краями выполнены меньшей длины, чем расстояние между шлангами. Вещество, которым заполнен рукав, при отвердевании расширяется. Технический результат заключается в возможности ориентированного разрыва горных пород в глубоких скважинах на участках, подверженных действию высоких напряжений, способных разрушать стенки скважины, без предварительного создания инициирующих полостей. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для гидродинамического воздействия на угольный пласт и глубокой его дегазации. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на слабопроницаемый угольный пласт и повышение объемов извлечения из него газа. Способ воздействия на угольный пласт включает проведение скважины в угольном пласте, обсадку ее устья, нагнетание жидкости в пласт угля в статическом и импульсном режимах, подключение скважины к дегазационному трубопроводу и извлечение газа. При этом нагнетание жидкости в пласт угля в статическом режиме осуществляют до и после гидроимпульсного воздействия на угольный пласт. Причем до гидроимпульсного воздействия жидкость нагнетают до давления, равного давлению газа в пласте, а после гидроимпульсного воздействия - при давлении жидкости, равном давлению гидроразрыва угольного пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых, газоконденсатных и метаноугольных месторождений. Технический результат - повышение эффективности процесса выполнения гидроразрыва продуктивного пласта и создание условий, позволяющих сократить интенсивность выноса твердых механических примесей из продуктивного пласта в ствол скважины. Сущность изобретения: в продуктивном пласте бурят два параллельных друг другу боковых горизонтальных ствола, которые размещают в одной вертикальной плоскости. После перфорирования в верхнем горизонтальном стволе устанавливают скважинный фильтр, а в нижнем - перфорированный хвостовик. Затем осуществляют спуск в основной ствол скважины лифтовой колонны с пакером и установку последнего между верхним и нижним горизонтальными стволами. Перед проведением гидроразрыва продуктивного пласта затрубное пространство скважины оборудуют на устье регулируемым дросселем и герметизируют. Момент образования трещины между верхним и нижним горизонтальными

стволами определяют по скачкообразному увеличению давления в затрубном пространстве скважины. После образования трещины давление в затрубном пространстве скважины снижают при помощи регулируемого дросселя. Дальнейшую закачку несущей жидкости с проппантом и продавочной жидкости осуществляют при созданном на устье противодавлении. После закачки продавочной жидкости последовательно проводят разрядку скважины, срыв пакера и промывку основного ствола скважины. Размер ячеек скважинного фильтра должен быть меньше среднего диаметра частиц проппанта, используемого при гидроразрыве продуктивного пласта 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в нефте- и газоносных резервуарах с существующей сетью природных (геологических) трещин и может найти применение на соответствующих нефтяных и газовых месторождениях. Согласно способу предварительно создают матрицу взаимосвязи между множеством исходных параметров о пласте, закачке и трещине и прогнозируемым приращением траектории трещины гидроразрыва пласта. Инициируют процесс гидроразрыва пласта. Осуществляют измерение действительных исходных параметров образующейся трещины гидроразрыва. Осуществляют поиск и получение по матрице прогнозируемого приращения траектории трещины в зависимости от действительных исходных параметров образующейся трещины. Измеряют действительное приращение траектории образующейся в процессе гидроразрыва трещины. Осуществляют сравнение действительного приращения траектории образующейся трещины с прогнозируемым приращением траектории трещины. При этом в случае их расхождения осуществляют изменение действительных исходных параметров образующейся трещины. Техническим результатом является повышение эффективности и точности управления процессом ГРП. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится, в общем, к области бурения стволов скважин через подземные геологические пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам и системам для создания гидроразрывов в геологических пластах во время бурения таких пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ заключается в гидроразрыве ствола скважины с использованием буровой колонны и включает этапы, на которых осуществляют: спуск бурильной колонны в ствол скважины; закачку текучей среды, по меньшей мере, в один внутренний проход в бурильной колонне и кольцевом пространстве между стенкой ствола скважины и бурильной колонной; измерение, по меньшей мере, одного из параметров давления и температуры текучей среды вблизи нижнего конца бурильной колонны; передачу данных измерений на поверхность, по существу, одновременно с измерением; и передачу сигналов управления от контроллера в буровую колонну для выполнения, по меньшей мере, одного из следующего: надувание пакера, выкачивание пакера, закупоривание потока текучей среды и инициирование кумулятивных зарядов. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. Бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вверх с выходом в нефтяную залежь и вниз с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции. При прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин. 1 ил.

(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает разработку нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, причем на первом этапе разработки нефтегазовой залежи гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. С целью задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин, для чего гидравлический разрыв пласта в скважинах осуществляют в два этапа, при которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант. Технический результат заключается в повышении эффективности способа в различных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей. 6 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к способу и устройству для проведения гидроразрыва пластов. Устройство подачи текучей среды имеет датчик, обнаруживающий пробки (дротики, шары, и т.д.), проходящие через инструмент. Исполнительный механизм перемещает вставку в инструменте после прохода заданного числа пробок через инструмент. Перемещение данной вставки открывает ловитель на втулке в инструменте. После сброса следующей пробки ловитель соединяется с пробкой на втулке так, что давление текучей среды, приложенное к пробке, установленной в колонне насосно-компрессорных труб, может перемещать втулку. После перемещения втулка открывает окна в инструменте, осуществляя сообщение канала инструмента с окружающим кольцевым пространством, что обеспечивает обработку примыкающего к стволу скважины интервала пласта для интенсификации притока. Исполнительный механизм может использовать датчик, обнаруживающий проход пробок через инструмент. Пружина, размещенная в инструменте, может изгибаться с приближением к датчику, когда пробка проходит через инструмент, и счетчик подсчитывает число проходов пробок. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения многоступенчатого гидроразрыва за одну спуско-подъемную операцию. 2 н. и 30 з.п. ф-лы, 25 ил.

Группа изобретений относится к обработке ствола скважины текучей средой, такой как гидроразрыв пласта, с применением колонны насосно-компрессорных труб. Обеспечивает повышение надежности и технологичности применяемых средств для обработки множественных зон скважины. Сущность изобретений: способ обработки содержит следующие стадии: развертывание множества скользящих муфт на колонне насосно-компрессорных труб в кольцевом пространстве ствола скважины, причем множество скользящих муфт включают в себя, по меньшей мере, первую скользящую муфту и, по меньшей мере, одну вторую скользящую муфту; открытие первой скользящей муфты для подачи давления текучей среды из колонны насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство ствола скважины сбрасыванием первой пробки вниз по колонне насосно-компрессорных труб и перекачкой текучей среды под давлением в колонне насосно-компрессорных труб; и открытие, по меньшей мере, одной второй скользящей муфты, по меньшей мере, давлением текучей среды, подаваемым в кольцевое пространство из открытой первой скользящей муфты, посредством приложения указанного давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины относительно камеры давления на, по меньшей мере, одной второй скользящей муфте. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинной сейсморазведки. Заявлен способ скважинной сейсморазведки, включающий регистрацию сейсмических колебаний в точках приема, расположенных в фиксированном интервале глубин, возбуждение колебаний из пунктов возбуждения, расположенных в различных азимутах от проекции на земную поверхность центра интервала глубин на расстояниях от проекции, соизмеримых с глубиной интервала глубин. Возбуждение и регистрацию колебаний проводят до и после гидроразрыва в интервале глубин. При этом регистрацию колебаний после гидроразрыва осуществляют зондом с инструментальным определением пространственной ориентации содержащихся в нем сейсмоприемников. Пункты возбуждения колебаний устанавливают на окружности, центром которой является проекция на земную поверхность центра интервала глубин. О конфигурации неоднородности судят по азимутальному изменению кинематических и динамических сейсмических параметров, определенных в интервале глубин до и после проведения гидроразрыва. Технический результат: повышение точности определения простирания трещиноватой зоны, расположенной в окрестности исследуемого интервала глубин. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. Способ получения раствора комплекса цирконий-алканоламин-гидроксикарбоновая кислота включает стадию, на которой спиртовой раствор циркониевого комплекса приводят в контакт с алканоламином, затем с -гидроксикарбоновой кислотой с получением указанного раствора. Сшивающая композиция, содержащая водную жидкость, буфер корректировки рН, указанный выше раствор. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, включающий закачивание в пласт со скоростью и давлением, достаточными для создания, повторного раскрытия и/или расширения трещин, указанной выше композиции. Способ избирательного закупоривания проницаемых зон и утечек в подземных пластах, включающий закачивание в проницаемую зону или место утечки указанной выше композиции. Технический результат - обеспечение удовлетворительной вязкости сшивающей композиции при проведении гидравлического разрыва и закупоривания проницаемых зон в подземных пластах при высоком рН и температурах в пласте 275°F (135°C) и выше. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. Поверхностно-активная композиция - ПАК, включающая: первую поверхностно-активную подсистему ПАП, содержащую фторированную ПАП, вторую ПАП, содержащую кремнийорганическую ПАП, и необязательно подсистему растворителя, где композиция приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте. Композиция бурового раствора, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для заканчивания скважин, содержащая указанную выше ПАК. Композиция для гидравлического разрыва пласта, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для воздействия на пласт, содержащая указанную выше ПАК. Способ вспенивания текучей среды, содержащей нефть и/или конденсат, включает анализ сырой нефти и/или конденсат, подготовку указанной выше ПАК, добавление ее к скважинной текучей жидкости, добавление вспенивающего газа. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение устойчивости составов во времени и при повышенных температурах. 6 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к методологии сбора данных для оценки и анализа подземных ресурсов на пригодность хранения ценных флюидов или минералов. Изобретения содержат варианты способа имитации разрыва пласта-коллектора и носитель информации, считываемый компьютером. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства. Сущность изобретения: в соответствии с изобретениями собирают данные, связанные со свойствами пласта-коллектора, а также свойствами разрыва в пласте-коллекторе. Эти данные затем используют в сочетании с корреляционной матрицей для определения параметров модификации модели пласта-коллектора. Обеспечивают возможность соответствия корреляционной матрицы эмпирическому функциональному соотношению между параметрами модификации и данными на основе множества экспериментальных разрывов, заданных в пласте-коллекторе. Эффекты разрыва затем эмулируют путем селективной модификации модели пласта-коллектора с использованием параметров модификации для генерирования модифицированной модели пласта-коллектора. Затем пласт-коллектор моделируют с разрывом, используя модифицированную модель пласта-коллектора для генерирования результата. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин за счет гидравлического разрыва пласта - ГРП. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения ширины трещины и величины ее проникновения и сокращения срока ввода скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения: способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения ГРП, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Согласно изобретению перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по аналитическому выражению. Затем производят гидравлический разрыв пласта. При этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва без добавления крепителя для создания трещины. Затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. В качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³. В качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. Боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м ³, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины. Деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м³, начиная с концентрации 1,0 кг/м³. После завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью. Производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин. Согласно изобретению по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Затем из вертикальной скважины строят не менее двух горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами. Горизонтальные скважины, направляемые навстречу друг другу, разводят по ширине и по высоте пласта не менее чем на 10 м. Вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства. Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления, при этом межтрубное пространство на устье сообщено с входом вакуумного насоса. 1 пр., 2 ил.