Патенты автора Закиров Искандер Сумбатович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с применением закачки кислоты и гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта. Способ включает бурение скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотной обработки и пропантного гидравлического разрыва пласта - ГРП в данных скважинах с применением пакеров, отбор продукции из скважин. По данным пробуренных скважин предварительно определяют геомеханические параметры породы и вектора напряжений в пласте, строят гидрогеомеханическую модель пласта, во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку, причем объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости, отбирают продукцию из скважин, по мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки. В данных скважинах последовательно проводят мини-ГРП, определяют изменения векторов напряжений в пласте, адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте, проводят пропантный ГРП с применением жидкости гидроразрыва вязкостью до 80 сП, рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи, работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, тем самым на каждой из итераций, уточняя гидрогеомеханическую модель пласта. 6 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойства состава обработки, замедление скорости реагирования с плотными породами доманиковых отложений, снижение фильтрационного сопротивления в пласте из-за ограничения образования вторичных осадков, низкое межфазное натяжение на границе «кислотный состав-нефть» и совместимость с пластовыми флюидами, расширение области применения состава обработки. Состав для воздействия на доманиковые отложения содержит, мас.%: водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации 56,0-63,0; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 14,0-16,5; поверхностно-активное вещество Эфрил 3,5-8,0; лигносульфонаты технические жидкие, представляющие собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемые упариванием бисульфитного щелока, образующегося при варке целлюлозы из щепы до концентрации сухих веществ не менее 50%, 17,0-22,0. 9 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки и освоения слабопроницаемых неоднородных коллекторов. В способе разработки и освоения нетрадиционных коллекторов доманиковых нефтяных отложений, включающем бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта не менее 5-10 м. В процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. Эффективными принимают параметры кислотного состава, при которых отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед. Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют, затем в скважину спускают компоновку, снизу вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья. Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа. Закачку осуществляют в 2-4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих рабочих жидкостей в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%. После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на ожидание реагирования на 3-10 ч. 2 пр.
Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений // 2724832
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при комплексном выборе кислотных составов для интенсификации добычи нефти. Технический результат – обеспечение выбора эффективной кислоты для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений. В комплексной методике выбора кислотных составов для обработки доманиковых отложений выбор осуществляют с учетом динамической вязкости нефти, величины агрегации частиц в нефти по изменению коэффициента светопреломления, фактора устойчивости нефти, растворяющей способности и кратности скорости реагирования составов с керновым материалом, межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью, расслоения эмульсии и величины скорости коррозии металла. 15 табл., 17 ил.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.
Методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть // 2705135
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения. В методике комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть, включающей отбор проб битуминозной нефти со скважин, подготовку проб битуминозной нефти для исследования, выбор композиции растворителя, проведение реологических и оптических исследований с контрольной пробой и с пробами при взаимодействии с композицией растворителя, определение растворяющей способности композиции растворителя, комплексный выбор композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть осуществляют с учетом изменения динамической вязкости нефти при взаимодействии с композицией растворителя в зависимости от температуры и градиента скорости при максимальном снижении динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы битуминозной нефти при определенном виде ее подготовки, т.е. до воздействия композиции растворителя при обезвоживании нефти до содержания воды не более 3 мас.%, с учетом изменения коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в нефти при взаимодействии с композицией растворителя выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе, а также с учетом оценки степени отмыва и степени диффузии исследуемой композиции растворителя, а именно выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал. Технический результат - повышение эффективности выбора растворителя. 9 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам. Обеспечивает повышение эффективности разработки подстилающих нефтяных оторочек в сложнопостроенных карбонатных коллекторах за счет сокращения прорывов газа и воды по системе трещин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Согласно изобретению на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве - главные направления проницаемости. Как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных. При этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня газонефтяного контакта - ГНК. Нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах. Нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии. В периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины. Продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления. 5 з.п. ф-лы.
