Патенты автора Емельянов Виталий Владимирович (RU)
Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин преимущественно в зрелых месторождениях. Для осуществления способа разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающего верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, производят забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны. Нагнетают жидкость в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности. В контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт. Посредством наблюдательных скважин периодически контролируют уровень водонефтяного контакта. Перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта. Достигается технический результат – снижение притока воды из пласта и обводненности поднимаемой из скважины нефти. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам первичного вскрытия пласта скважинами с протяженным (1000 м и более) горизонтальным или наклонным участком, проходящим в зонах осложнений. Способ строительства скважины с протяженным горизонтальным или наклонным участком в неустойчивых породах включает строительство в неустойчивых породах, в которых предварительно определяют зоны осложнений, скважины с устьевым вертикальным участком и горизонтальным или наклонным участком со входом окончания в продуктивный пласт. Зоны осложнений неустойчивых пород перекрывают колонной труб с последующим углублением скважины долотом меньшего диаметра и окончательным креплением цементированием эксплуатационной обсадной колонной. Скважина переходит из вертикального в горизонтальный или наклонный участок при бурении скважины. Зоны осложнений последовательно вскрывают с применением буровых растворов плотностью 1,30-1,40 г/см3 с последующим последовательным креплением с устья колонной труб в виде обсадных труб, последовательно уменьшающегося диаметра, с цементированием затрубного пространства. Весь горизонтальный и/или наклонный участок в зонах осложнений перекрывают промежуточной обсадной колонной, оснащаемой через каждые 10-50 м жесткими продольными центраторами, диаметр описанной окружности которых на 3-20 мм меньше диаметра пробуренного ствола. Обеспечивается расширение функциональных возможностей строительства скважины за счет бурения в протяженных зонах осложнений с горизонтальным или наклонным участком. 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способами определения областей пласта с различной проницаемостью. Заявленный способ определения трещинной пористости пород включает формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинную пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментальное определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных. Инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах. Определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D, с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2. Для уточнения профиля зон с трещинной пористостью, как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны. Технический результат - повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти // 2724837
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Изобретение содержит способ разработки залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или перегретым паром. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает геофизические исследования залежи. По геофизическим исследованиям и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи и уточняют контуры нефтеносности и начальный объем извлекаемых запасов нефти. Далее бурят основные горизонтальные стволы скважины на расстоянии по горизонтали 100-150 м друг от друга выше уровня водонефтяного контакта, не приводящего к прорыву нижележащих пластовых вод. В основные горизонтальные стволы скважин осуществляют периодическую закачку теплоносителя и отбор продукции. При эксплуатации основных стволов горизонтальных скважин 1-2 раза в месяц производят уточнение текущих извлекаемых запасов. 3-5 раз в месяц производят замер обводненности добываемой продукции по каждой скважине. При достижении обводненности в одной из скважин в пределах 80-100% производят бурение дополнительных боковых горизонтальных стволов скважин в подошвенной части пласта на расстоянии по горизонтали 10-50 м от основных горизонтальных стволов скважин. При этом выдерживают угол между линией, соединяющей забои основного горизонтального ствола и дополнительного бокового горизонтального ствол, и ее проекцией по горизонтали в диапазоне 50-70º. При выборе расстояния между дополнительными стволами учитываются технологические возможности бурового оборудования для их проводки. В дополнительных боковых горизонтальных стволах размещают оптоволоконный кабель и проводят термобарические измерения. Посредством оптоволоконного кабеля осуществляют контроль температуры. Технический результат – увеличение охвата залежи тепловым воздействием за счет бурения дополнительных боковых горизонтальных стволов, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет включения в разработку ранее не охваченных воздействием зон, исключение необходимости бурения новых скважин. 2 ил.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти // 2724729
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускоренный равномерный темп прогрева продуктивного пласта без прорыва теплоносителя. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в пределах одного пласта залежи ряда параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины над параллельными скважинами, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами - на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев. Параллельно отдельной скважине над горизонтальными стволами параллельных скважин в сторону устья строят дополнительные нагнетательные скважины, располагаемые в ряд на расстоянии друг от друга, позволяющем равномерно прогревать пространство пласта над параллельными скважинами без прорыва теплоносителя друг в друга. Добывающие скважины оборудуют для постоянного контроля датчиками температуры по всей длине. При прогреве пласта закачку теплоносителя до образования гидродинамической связи ведут во все скважины через одну в соответствующем ряду, последовательно переключая при достижении хотя бы в одной из добывающих скважин температуры, близкой к температуре прорыва теплоносителя. После достижения гидродинамической связи закачку теплоносителя осуществляют через все нагнетательные скважины с периодическим отключением нагнетания в той скважине, в пересечении с которой хотя бы в одной из добывающих скважин температура повысится до близкой к температуре прорыва теплоносителя. Закачку возобновляют при снижении температуры в этом пересечении до допустимой, определяемой эмпирическим путем. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из обводившегося пласта или пласта с подошвенной водой. Техническим результатом является создание способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины, позволяющего сократить время отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта. Способ включает строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК. Выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7% обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку. Строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Осуществляют установкой ОРЭ отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящей среднюю по нефтяному участку. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи нефти при вытеснении водой. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием. При обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. Область застойных зон нефти, определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия. При моделировании могут также определять зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов. В эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды. Способ позволяет расширить область применения и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе и в областях купольных поднятий. 1 з.п. ф-лы.
СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА // 2723813
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта скважиной, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь с пластами разной приемистости. Способ вскрытия продуктивного пласта включает перфорацию обсадной колонны, установку пакера и кислотную обработку через перфорационные отверстия, расположенные выше пакера. Кумулятивную перфорацию обсадной колонны осуществляют после установки глухого пакера, изготовленного в виде взрывного пакера, а кислотную обработку сочетают с термохимическим воздействием, получаемым при горении воспламеняемых термохимических шашек, спускаемых на кабеле. Обеспечивается упрощение использования и расширение функциональных возможностей при перекрытии интервалов менее 5 м из-за применения взрывных пакеров, в которых отсутствует ОЗЦ, и сокращение времени на реализацию за счет применения кабельных технологий. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней. Техническим результатом является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной. Добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. Выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции. Затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо+нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 2 пр.
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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов и фильтров, определение профиля притока нефти к стволу скважины, кислотную обработку коллектора, отбор продукции скважины. Причем профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне устанавливают в центре ствола один или более последовательно соединенных насоса. На верхней колонне по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, перфорационные отверстия которых расположены вдоль одной линии по длине фильтров, данные отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта. Выше кровли продуктивного пласта в обсадной колонне устанавливают пакер. При остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород и 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 с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при устранении негерметичности эксплуатационной колонны скважин. При осуществлении способа определяют места нарушения герметичности, спускают в скважину на колонне труб перекрыватель и крепят его в месте нарушения, применяют минералополимерный состав со свойствами холодной сварки. Перекрыватель представляет трубу или группу последовательно соединенных труб с внешним диаметром меньшим, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны общей длиной, превышающей по длине выше и ниже негерметичный участок не менее чем на 20%. В начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной не менее 2 мм и шириной не менее 20 см, в которые помещают слой материала со свойствами холодной сварки, выступающий из пазов на 2-10 мм, причем данный материал крепят слоем клея ко дну паза. Перед спуском перекрывателя место его установки на внутренней поверхности труб колонны очищают скважинным скребком, длину зоны очистки выбирают исходя из длины перекрывателя с запасом в 5-10% выше и ниже места установки перекрывателя. После спуска перекрывателя с нанесенным материалом развальцовывают данные участки в области пазов, тем самым активируя холодную сварку и обеспечивая крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне. Повышается эффективность герметизации, снижается обводненность, повышается дебит нефти. 1 ил.
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 и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в горизонтальной добывающей скважине определяют обводнившийся интервал горизонтального ствола. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде. На колонне насосно-компрессорных труб в обводнившийся интервал горизонтального ствола спускают фильтр длиной, равной длине обводнившегося интервала. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры и их запакеровывают. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора, и запускают скважину в эксплуатацию. 3 пр.
