Патенты автора Кашапов Ильдар Хамитович (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м. При толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают одновременно-раздельным способом нефтеносные объекты. При толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины (ГС). Вначале ГС бурят на нижний нефтеносный объект эксплуатации. Точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения. Бурение производят с зенитным углом 68-80° на кровле верхнего нефтеносного объекта. После падения зенитного угла опять производят набор зенитного угла до 74-83° на кровлю нижнего нефтеносного объекта и заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу. Затем проводят геофизические исследования скважин (ГИС), уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб. После изолирования заколонного пространства проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. После бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нижнего нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта (ВНК) на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Горизонтальный ствол заполняют гидроэмульсионным раствором. Затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя. Горизонтальный ствол зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят с меньшим диаметром и по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане. Причем ствол располагают выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Скважину обустраивают оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, а также уменьшить срок разработки за счет выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин. 2 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; свабирования, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб НКТ или представляющий собой часть колонны НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ, причем указанные отверстия имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов. Технический результат - уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования, сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию кислоты. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; перевода скважины в режим эксплуатации, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают насосное оборудование в скважину, переводят насосное оборудование в режим эксплуатации, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством насосного оборудования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик, направляют откачиваемую текучую среду на выкидную линию. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессроных труб (НКТ), при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью. По способу выбирают скважину по обводненности и наличию нижележащего пласта. Выбранную скважину останавливают. Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы - НКТ. Устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами. Спускают последовательно два винтовых насоса. Нижний винтовой насос спускают ниже обводненного пласта. Верхний винтовой насос спускают в верхнюю часть НКТ. С помощью нижнего винтового насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта. Вытесняют нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть за счет обеспечения необходимой скорости закачки скважинной жидкости. Откачивают верхним винтовым насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти. При этом обеспечивают работу винтовых насосов на номинальной частоте 1500 об/мин. Работу каждого винтового насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижении затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины. Способ содержит этапы, на которых при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового. Осуществляют измерение кривой восстановления уровня. Измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (HK, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д). На основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор. Если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. Система содержит средства для снижения давления в скважине, средства для измерения вышеуказанных параметров, средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. 2 н. и 7 з. п. ф-лы, 7 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх