Патенты автора Ахмадуллин Рустам Хамзович (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат – повышение эффективности разработки залежи. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При разработке пластово-сводовой залежи первоначально разбуривают её одной наклонно-направленной добывающей скважиной в купольной или прикупольной зоне со смещением забоя от устья не более 200 м. Проводят детализационные сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования с разводом профилей на 50° по кругу. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта по кровле продуктивного пласта по данным бурения и сейсмоисследований. За счет этого повышают подтверждаемость проектных данных по гипсометрической отметке кровли продуктивного пласта и, как следствие, толщины продуктивного пласта. Исключают бурение пустых и обводнённых скважин. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением дополнительного количества скважин малого диаметра по уточнённому структурному плану. Закладывают скважины к бурению по уплотняющей сетке на толщины 4 м и более с расстоянием между скважинами 150 м. На толщины менее 4 м с расстоянием между скважинами 300 м увеличивают коэффициент извлечения нефти. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами. Техническим результатом является повышение равномерности выработки зон залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма. У кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб. На первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. Ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна. Плотность перфорации Nn на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению Nn=Nmin·kmax/kn, отв./м, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, kn - проницаемость n-го участка коллектора, м2, Nmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м. Плотность перфорации Mn на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле Mn=Mmin·kn/kmin, отв./м, где kmin - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, Mmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м. При остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. При повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора rп, определяемого по соотношению м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. По способу определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. На данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой воды. После этого скважины пускают в добычу. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти с продавкой ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым. Расход подбирают такой же либо меньший расхода воды в ближайшие нагнетательные скважины. Объем закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по аналитическому выражению. 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами. Затем осуществляют спуск в скважину нескольких насосов. При этом в терригенном или карбонатном пласте предварительно определяют приток нефти к каждому горизонтальному стволу добывающей скважины. Выбирают горизонтальные стволы, отличающиеся дебитами нефти на 20% и более. В горизонтальный ствол длиной менее 300 м спускают насосы на параллельных колоннах труб. В горизонтальный ствол длиной более 300 м спускают насосы на одной колонне труб. Насосы в стволе размещают не ближе 30 м друг от друга. Каждый горизонтальный ствол скважины условно разделяют на три последовательных участка. В центральный участок спускают насосы с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов на участке в конце горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами и отбирают продукцию скважины из каждого участка. При этом при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения профиля притока устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м. Насосы размещают последовательно на одной колонне труб. Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта посредствам увеличения коэффициента охвата. Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта включает проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Причем каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами. Плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения: , где С1, С2, Сn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины; R1, R2, Rn - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м; k2, kn - проницаемость участка пласта, м2; hn - мощность участка пласта, м; rс - радиус фильтра, м. В межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой. Объем V щелочи или воды определяют по формуле: V=π·H·(R2-r2), м3, где Н - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м; R2 - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м; r2 - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м; в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Ру=(0,009÷0,01)·Н, МПа, в объеме Vк, равном Vк=(0,007÷0,008)·L·h, м3, где L - длина горизонтального ствола скважины, м; h - толщина пласта, м; продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами. 2 пр., 2 ил.
