Патенты автора Ахметзянов Руслан Робертович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Устройство для регулируемой закачки жидкости в пласт включает трубопровод, сообщенный с нагнетательной скважиной, с регулирующим механизмом, датчиком давления, функционально связанным с блоком управления для изменения суммарного гидроспротивления в регулирующих механизмах. При этом регулирующий механизм выполнен в виде механического генератора, вырабатывающего электроэнергию из текущего потока жидкости, направляемую к изменяемым по объему потребителям для регулировки блоком управления гидравлического сопротивления, создаваемого генератором в трубопроводе. Техническим результатом является повышение эффективности поддержания необходимых объемов и давления закачки жидкости в соответствующий пласт с аккумуляцией энергии потока в виде электроэнергии, затрачиваемой на преодоление сопротивления механического генератора электрической энергии. 1 ил.
Способ эксплуатации нефтяного пласта // 2720718
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение коэффициента извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранной из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами. Измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости. При этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них. Исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1-Ρу2+Ρтр2-Pпогр1-Рпогр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔΡп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔΡп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔΡу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔPу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.
