Патенты автора Ишбаев Рустам Рауилевич (RU)
СПОСОБ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2752304
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к скважинной добыче высоковязкой нефти паротепловым способом в циклическом режиме. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), укомплектованной пакерным устройством выше продуктивного пласта и несколькими обратными клапанами системы газлифта. Это позволяет одну колонну НКТ эксплуатировать в двух режимах для закачки теплового агента: водяного пара высокой температуры или горячей воды и для отбора теплой нефти и водного конденсата. При закачке теплового агента клапаны системы газлифта находятся в закрытом положении и колонна НКТ представляет собой колонну нагнетательных труб. При добыче пластовой продукции осуществляют газлифтную систему добычи нефти путем закачки в межтрубное пространство скважины природного или попутного нефтяного газа. Сокращаются временные затраты, обеспечивается подача реагента без привлечения дополнительных устройств. 2 ил.
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.. 2 ил.
СПОСОБ ОЦЕНКИ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ НЕФТИ // 2674351
Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу. Технология измерения основана на измерении разности давления в вертикально ориентированном сосуде, содержащем скважинную продукцию в виде пластовой нефти, попутной воды и нефтяного газа. Давление измеряется стационарными датчиками в двух точках скважины - внутри колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ), ближайшей к выкиду электроцентробежного насоса. Датчики давления расположены на известном по вертикали расстоянии, а диаметр НКТ выбирается максимально большим с тем, чтобы потери давления на трения были минимальны. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются в станцию управления как известные величины при измеренных значениях давления и температуры, поэтому рядом с датчиками давления в НКТ дополнительно располагают и датчики температуры. 1 ил.
Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу. По способу попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора. Транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора. Дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста. При этом емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста. 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2646902
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры. Технический результат - организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, исключение возможности образования застойных зон в объеме всей залежи с одновременным уменьшением количества скважин и расстояния между участками закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, по длине полосообразного элемента ПЭ нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления. Причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента. Разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу. 1 ил.
Группа изобретений относится к способам измерения толщины слоя нефти над водой и может быть использовано для оценки количества нефти в скважинной продукции с большой долей воды. Отсекают слой нефти вертикальным отсекателем от общей массы нефти над водой. Разбавляют слой нефти внутри отсекателя органическим разбавителем фиксированного объема и переводят полученный раствор в емкость для проведения измерений. Растворитель подают непосредственно в слой нефти с помощью отдельного прозрачного насосного устройства двухстороннего действия. Круговым движением подающей и всасывающей иглы насоса нефть с растворителем на глубину среза иглы перемешивают и затем переводят с помощью насоса из отсекателя в делительную воронку для разделения раствора нефти от попутно отобранной воды. Измеряют объем нефти как разницу между объемами полученной и измеренной смеси и растворителя по формуле: Vн=Vсм-Vр, где Vн - объем нефти, Vсм - объем полученной и измеренной смеси, Vр - объем растворителя. Определяют толщину слоя нефти над водой в исследуемой точке водоема как отношение объема нефти Vн к площади внутреннего сечения F отсекателя по формуле δ=(Vсм-Vр)/F. Подачу растворителя в слой нефти и обратный отбор раствора нефти организуют многократно при значительной величине слоя нефти над водой - в циклическом режиме до полного отсутствия в отсекателе раствора нефти. Насос и отсекатель выполнены как отдельные устройства. Отсекатель имеет с внешней стороны поплавок в форме тора, утяжеленную нижнюю кромку для вертикального вхождения отсекателя в слой нефти и придания устойчивости отсекателя на водной поверхности со слоем нефти. Насос содержит иглу, глубина среза которой выполнена в виде среза на 45° к вертикали. Обеспечивается повышение точности оценки толщины слоя нефти над водой. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам. Данные по плотностям пластовых флюидов получаются по предварительным исследованиям глубинных проб нефти и воды нефтедобывающих скважин. 1 ил., 2 табл.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА // 2580330
Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через скважину в пласт и отбор пластовой нефти из скважины. В зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, проводят вертикально скважину через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении - снизу вверх. Построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом. Освоение скважины осуществляют последовательно. На первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта. Комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ. Первую НКТ доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта. Вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом. Спускают этот насос в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения. Разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ. 1 ил.
СПОСОБ ТАРИРОВКИ СКВАЖИНЫ ПО УДЛИНЕНИЮ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТНОСИТЕЛЬНО ЕЕ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ // 2559967
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения степени кривизны и удлинения ствола скважины. Предложен способ тарировки скважины по удлинению ствола скважины относительно ее вертикальной составляющей, заключающийся в определении высоты гидростатического столба жидкости по давлению в его нижней точке. При этом скважину с обсадной колонной перекрывают пакером над продуктивным пластом или на необходимой глубине, заполняют пресной или минерализованной водой с известной плотностью, поддерживают уровень воды на устье скважины неизменным, замеряют давление и температуру в стволе скважины через равные промежутки длины спущенного кабеля или проволоки с манометром-термометром. А удлинение ствола скважины от ее вертикальной составляющей определяется по приведенному математическому выражению. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
