Патенты автора Дарищев Виктор Иванович (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи за счет улучшения вытеснения нефти и увеличения площади охвата залежи. Способ разработки залежей высоковязкой нефти включает закачку в скважины пара и композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и отбор пластовых флюидов. Композиция реагентов для химической конверсии тяжелой нефти включает наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205 и спиртощелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас.%. В указанной композиции реагенты содержатся в соотношении наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов : нефрас С4 - 155/205 : спиртощелочной состав 1-30 мас.% : 98-50 мас.% : 1-20 мас.%. На залежи бурят или используют уже пробуренные горизонтальные добывающие скважины с расстоянием между стволами 250-350 м. Все указанные скважины подвергают пароциклической обработке два цикла, при проведении третьего цикла пароциклической обработки к закачиваемому теплоносителю добавляют указанную выше композицию реагентов для химической конверсии тяжелой нефти и одновременно переводят горизонтальную скважину, находящуюся в центре залежи пластового-сводового типа и расположенную выше уровня остальных добывающих скважин по структуре, под нагнетание. Через нее осуществляют постоянную закачку теплоносителя, а отбор пластовых флюидов осуществляют через остальные добывающие скважины. При этом используют пар при температуре до 350°С, объем закачки указанной композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти рассчитывают индивидуально для каждой скважины исходя из фильтрационно-емкостных свойств пласта и проходки скважины по нефтенасыщенному коллектору, а состав наиболее эффективного катализатора и концентрации реагентов в композиции определяют на основании лабораторных исследований нефти конкретной залежи. 2 ил., 3 табл.
Изобретение в целом относится к области горного дела и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии паротепловой обработки скважин. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, необратимый эффект снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума в пласт через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас.%-ный раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Сu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в массовом соотношении спирто-щелочной раствор : катализатор = 1:1; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар, для продавливания рабочего реагента вглубь пласта с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума и интенсификации нефтеотдачи; далее через вертикальную добывающую скважину производят отбор высоковязкой нефти и природного битума. 1 ил., 4 пр.
Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, и может быть использовна при разработке трудноизвлекаемых коллекторов. Технический результат - улучшение технико-экономических показателей и продление периода работы добывающих скважин, увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения КИН, контроль положения фронта вытеснения. В способе разработки верхнеюрских отложении размещают вертикальную скважину в верхней части локальных структур, осуществляют перфорацию вертикальной скважины напротив целевого пласта, размещают несколько добывающих скважин с горизонтальным участком, забой которых находится ниже по структуре, чем перфорация вертикальной скважины напротив целевого пласта, причем горизонтальные участки добывающих скважин оснащают портами для многостадийного гидроразрыва пласта, через перфорацию вертикальной скважины нагнетают воздух, а из добывающих скважин добывают нефтесодержащую продукцию. До нагнетания воздуха через вертикальную скважину производят многостадийный гидроразрыв пласта через порты в горизонтальных участках добывающих скважин. Добывающие скважины с горизонтальным участком располагают вокруг вертикальной скважины на расстоянии 900-2600 м. Горизонтальные участки добывающих скважин размещают под углом 40-120° друг к другу в горизонтальной плоскости. Из нефтесодержащей продукции, добываемой из добывающих скважин, отбирают пробу газа и определяют на хроматографе содержание в ней маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии азота, двуокиси углерода, сероводорода, монооксида углерода и непредельных углеводородов. Затем сравнивают содержание маркеров фронта вытеснения нефти при термогазовом воздействии в пробе газа с содержанием указанных маркеров в пробе газа, отобранной до проведения термогазового воздействия, для определения процессов, которые происходят на фронте вытеснения нефти при термогазовом воздействии. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл.
Изобретение относится к добывающей промышленности, в частности к устройству для проведения многостадийного гидроразрыва пласта и способу проведения многостадийного гидроразрыва пласта при помощи заявленного устройства при разработке коллекторов нефти и газа. Заявлено устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, содержащее: скважинную сборку, включающую в себя по меньшей мере две муфты, размещенные на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, при этом каждая из муфт имеет цилиндрический корпус с внутренней полостью с центральным сквозным каналом и боковое отверстие, обеспечивающее радиальное сообщение между центральным сквозным каналом и стволом скважины, а также подвижную втулку, установленную в полости муфты, и инструмент для перемещения подвижной втулки с обеспечением возможности открытия или закрытия упомянутого бокового отверстия. При этом на внутренней поверхности подвижной втулки выполнен профиль в виде двух кольцевых расширений с буртиком между ними, выполненным с фасками, расположенными с двух сторон буртика, а инструмент установлен на подвижной технологической колонне труб, размещенной в сквозном канале насосно-компрессорной колонны, и снабжен гидравлически расширяющимися в радиальном направлении плашками с подпружиненными наружу выдвижными элементами, позволяющими инструменту зацепляться выдвижными элементами за профиль на внутренней поверхности подвижной втулки с упором в верхний или нижний торец профиля. Технический результат заключается в расширении арсенала средств для проведения многостадийного гидроразрыва пласта при повышении их надежности. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.
Предложена композиция реагентов для химической конверсии тяжелой нефти при закачке пара и интенсификации нефтеотдачи, включающая наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Сг, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, водород-донорный растворитель нефрас С4-155/205, и спирто-щелочной состав, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте с концентрацией от 0,1 до 20 мас. %, где композиция реагентов содержится в соотношении: наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида переходных металлов : нефрас С4 - 155/205: спирто-щелочной состав = 1-30 мас. % : 98-50 мас. % : 1-20 мас. %. Технический результат - повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора, водород-донорного растворителя и спирто-щелочного состава при паротепловом воздействии. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к методу экспериментальных исследований и позволяет определить коэффициент вытеснения нефти газом на керне и условия смесимости тяжелой нефти с газом. Способ определения минимального давления смесимости (МДС) тяжелой нефти с углекислым газом определяет одновременно МДС и коэффициент вытеснения нефти путем последовательных действий: закачка CO2 под определенным давлением в образцы, насыщенные нефтью, выдержка в течение 6 часов, снижение давления до атмосферного и выделение нефти в течение 6 часов, определение коэффициента вытеснения нефти с помощью взвешивания образцов, проведение не менее 5-6 таких циклов, повторение данной процедуры при разных давлениях до изменения конечных коэффициентов вытеснения, соответствующих каждому давлению, не более чем на 1-2%, определение МДС по графику изменения коэффициента вытеснения от давления. Техническим результатом является возможность определения минимального давления смесимости флюидов в широком диапазоне температуры и давления. 9 ил., 9 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения. При этом параллельно рядам горизонтальных добывающих скважин с чередованием через один ряд бурят ряды горизонтальных нагнетательных скважин. Ориентация всех горизонтальных частей стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва. Причем МСГРП на всех скважинах выполняют с применением ньютоновской жидкости гидроразрыва вязкостью менее 35 мПа×с, длина горизонтальной части ствола скважин составляет 1600 м и более, количество портов МСГРП 12 ед. и более, удельное количество расклинивающего материала до 20 тонн на порт. В качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м3, а закачку вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления осуществляют при забойном давлении, не превышающем давление повторного разрыва пласта, что позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 3 ил.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты при следующем их соотношении, мас.%: реагент РИКОР - 3,0-4,0; ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 - 1,5-2,0; вода - остальное. Приготовление состава заключается в предварительном растворении реагента РИКОР в расчетном количестве воды. Затем в полученном растворе растворяют ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 до получения однородного состава. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с маломинерализованной пластовой водой и увеличения длительности изоляции. 10 пр., 1 табл.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.
СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕДОТОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН) // 2529975
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт. Техническим результатом является обеспечение проведения измерения дисперсности водогазовой смеси как для прозрачной, так и для непрозрачной дисперсионной среды. Способ включает получение водогазовой смеси под повышенным давлением, отбор пробы водогазовой смеси и перевод ее в измерительную емкость при том же давлении. Перед проведением измерения определяется объем измерительной емкости, а в процессе измерения непрерывно регистрируется изменение давления свободного газа внутри измерительной емкости и объем свободного газа, соответствующее ему приращение объема свободного газа, определятся общее количество газа, содержащегося в отобранной пробе, затем определяется зависимость ΔР от объема свободного газа в емкости, которая затем пересчитывается в зависимость изменения давления (ΔР) от относительной доли текущего значения массы свободного газа miг/mг, где mг - общее количество газа mг, содержащегося в отобранной пробе, miг - текущее значение массы свободного газа, далее определятся радиус газовых пузырьков, содержащихся в доле текущего значения массы свободного газа по формуле:
r
i
=
2
σ
Δ
P
i
,
где σ - межфазное натяжение, и вычисляется функция распределения радиуса пузырьков. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Изобретение относится к области техники, связанной с количественными оценками расхода жидкости произвольной плотности. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар включает непрерывное прямое измерение давления в одной точке ниже уровня находящейся в резервуаре жидкости, предварительное определение плотности этой жидкости по гидростатической формуле через значения измеренного давления и уровня жидкости, определение на основе измеренного давления и плотности жидкости текущего значения высоты переменного уровня жидкости. При этом высоту уровня жидкости при определении плотности жидкости определяют с помощью эхолота, а на основе первой производной функции высоты переменного уровня жидкости при известной площади сечения резервуара по выражению q(t)=[dh(t)/dt]S определяют значение мощности притока жидкости в резервуар. Технический результат - расширение рабочего диапазона изменения уровня жидкости при оценке мощности притока жидкости в резервуар при использовании лишь двух измерительных приборов. 4 ил.
ПОГРУЖНОЙ ПЛУНЖЕРНЫЙ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ // 2479752
Изобретение относится к области насосного оборудования и может быть использовано для подъема жидкости с большой глубины, в том числе для добычи нефти
СПОСОБ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН // 2471967
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин
