Патенты автора Мартюшев Дмитрий Александрович (RU)
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при обосновании и выборе эффективных технологических жидкостей для проведения ремонтных работ на скважинах в различных геолого-физических условиях их эксплуатации. Способ оценки воздействия технологической жидкостью на горную породу включает геологическое изучение образцов керна размером 30х30 мм, исследование образцов на рентгеновском томографе с получением 2D-срезов и 3D-изображений, определение количества пор и их диапазон раскрытости. Далее производят обработку данных рентгеновской томографии до и после воздействия технологической жидкостью на образцы горной породы, сканирование поверхности образцов керна – места сгущения трещин, каверн и/или пор с помощью сканирующего электронного микроскопа, обработку данных электронной микроскопии путем сравнения изображений участков «опорных точек». Проводят рентгенофлуоресцентный анализ образцов керна горных пород, после в образцах керна создают остаточную водонасыщенность. Далее определяют пористость и помещают образцы керна горных пород в кернодержатель фильтрационной установки, создают боковой, торцевой обжим керна резиновой манжетой и пластовую температуру. Образец подвергают воздействию исследуемой технологической жидкостью в течение 5-15 дней при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. Далее фильтрат технологической жидкости, проникшей в керн, вытесняют нефтью в обратном направлении, при установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяют коэффициент проницаемости после воздействия технологической жидкостью и коэффициент восстановления проницаемости, определяют пористость образцов керна после воздействия технологической жидкостью. После чего обрабатывают данные рентгеновской томографии и электронной микроскопии до и после воздействия технологической жидкостью и оценивают по данным рентгенофлуоресцентного анализа изменение минерального состава горной породы после воздействия технологической жидкостью, сопоставляют полученные данные и делают вывод об эффективности или неэффективности применения технологической жидкости для конкретных геолого-физических условий. Обеспечивается эффективный подбор технологических жидкостей для определенных геолого-физических условий. 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при проектировании кислотной обработки продуктивного карбонатного пласта. Техническим результатом изобретения является повышение качества проектирования кислотной обработки и, как следствие, снижение технологических и экономических рисков предприятий-недропользователей за счет определения оптимальных технологических параметров воздействия, а именно продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой и объема кислотного состава. Заявлен способ оценки эффективности кислотной обработки карбонатного пласта, включающий проведение гидродинамических исследований, обработку материалов исследований скважин на неустановившихся режимах методом восстановления давления до и после мероприятия. При этом проектировании кислотной обработки используют ранговую матрицу. Для построения матрицы на первом этапе выполняют анализ эксплуатационных показателей скважин при закачке различных объемов кислотного состава и продолжительности его выдержки на реакцию с горной породой с учетом кратности проведения мероприятия. В качестве эксплуатационных показателей скважин используют: прирост дебита нефти после стимуляции; дополнительную добычу нефти; продолжительность технологического эффекта. Затем показатели эксплуатации скважин по проведенным кислотным обработкам разделяют на группы в зависимости от изменения величин параметров скорости закачки и времени выдержки. Результаты показателей эксплуатации скважин в разрезе групп усредняют, на основе их анализа выявляют оптимальные значения технологических параметров для первичных и повторных мероприятий. На втором этапе проводят анализ результатов кислотных обработок на основе изменения продуктивных и фильтрационных свойств пласта, определенных в результате обработки данных гидродинамических исследований методом восстановления давления до и после проведения мероприятия. Для этого определяют безразмерный коэффициент изменения продуктивности скважины βП, безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти βПЗП, безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти βУЗП. На третьем этапе осуществляют комплексную оценку эффективности кислотных обработок, используя ранговую систему. Каждому из показателей эффективности, определенных на первом и втором этапах, присваивают определенный ранг, причем количество чисел, используемых при определении ранга, соответствует количеству выделенных групп. Далее выполняют суммирование рангов в пределах выделенных групп и полученные результаты сводят в единую ранговую матрицу. 5 ил.
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при планировании гидравлического разрыва в карбонатных пластах, характеризующихся естественной трещиноватостью. Способ проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах, характеризующихся естественной трещиноватостью, включает проведение комплекса гидродинамических исследований, при этом перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине проводят гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов с последующим снятием кривой восстановления давления или уровня, по которым производят оценку наличия естественной трещиноватости. При подтверждении наличия естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта на первом этапе осуществляют закачку жидкости разрыва при скорости 1,0 – 3,5 м3/мин для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины. На втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью 2,0 – 3,5 м3/мин, уже в образованные на первом этапе трещины, для создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляют закачку жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м3/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных породах, обладающих естественной трещиноватостью, и получении большего технологического эффекта - дополнительной добычи нефти. 10 ил.
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН С УЧЕТОМ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД // 2768341
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенных карбонатных нефтяных залежей, характеризующихся анизотропией проницаемости горных пород. Предлагаемый способ определения дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости горных пород включает определение обводненности продукции (W); газовый фактор (Гф); толщину пласта (h); глубину вскрытого интервала (Нвск); коэффициент пористости (kпор); затрубное давление (Рзатр); пластовое давление (Рпл); забойное давление (Рзаб); скин-фактор (S); вязкость нефти (μ); значение горизонтальной (kгор) и вертикальной (kверт) проницаемостей. Используя данные показатели без учета значений параметра Ркомп, рассчитывают дебит скважины :В случае использования в качестве классификатора значения Ркомп, которое рассчитывают по следующей формуле:, где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверх; П - их произведение, класс модели дебита жидкости определяют: Ркомп>0,5 - модель дебита жидкости относят к первому классу, при Ркомп<0,5 - модель дебита жидкости относят ко второму классу, в соответствии с которыми рассчитывают дебит жидкости. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности определения дебита скважин, которые эксплуатируют сложнопостроенные карбонатные коллектора, характеризующиеся анизотропией проницаемости горных пород. 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оценки параметров гидроразрыва пласта, в частности для определения размеров трещины ГРП и ее пространственного расположения. Согласно способу определение размеров трещины ГРП осуществляют по данным интерпретации материалов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления, пространственное расположение трещины при анализе изменения в поведении элемента системы разработки, в котором расположена скважина – объект гидроразрыва. Техническим результатом изобретения является возможность определения пространственного расположения трещины ГРП и ее геометрических параметров по геолого-промысловым данным, без привлечения дорогостоящих микросейсмических исследований. 7 ил.
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов. Согласно способу дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, осуществляют выделение интервалов коллекторов по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с последующим вычислением значений разностных параметров измерений ΔIгк и ΔIннк. При этом уточнение строения литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными, производится с помощью изготовления кубических образцов горных пород со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводятся томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывается открытая пористость (Кп). Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей. По методу рентгеновской томографии оценивают долю проницаемых коллекторов Dпрон. Зная для образца керна Кп по жидкостному методу и принимая для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, открытую пористость проницаемой части оценивают по формуле: КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон. Техническим результатом является повышение детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для прогнозирования пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта на этапе планирования мероприятия. Технический результат - повышение эффективности планирования гидравлического разрыва пласта и определение пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта без привлечения дорогостоящих микросейсмических и геофизических исследований. В способе прогнозирования пространственной ориентации трещины гидравлического разрыва пласта непосредственно перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине-объекте гидроразрыва и в зоне дренирования каждой из скважин элемента системы разработки определяют пластовое давление, осуществляют построение карты распределения пластового давления в пределах элемента системы разработки, в котором расположена скважина-объект гидроразрыва, с помощью которой до проведения гидравлического разрыва пласта определяют максимальные пластовые давления для зон дренирования скважин элемента разработки и в направлении этих скважин устанавливают приоритетное направление развития трещин гидравлического разрыва пласта. 3 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня при первичных и текущих исследованиях низкопродуктивных скважин. Способ прогнозирования оптимальной продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин включает регистрацию дебита жидкости (Qж), забойного (Рзаб) и пластового (Рпл) давлений, по которым рассчитывается текущий коэффициент продуктивности скважины по нефти (Kпрод=Qж/(Рпл-Рзаб)). Оптимальная продолжительность остановки скважины (Топт) устанавливается на основании зависимости: Топт=-57,9Ln(Kпрод)+298,52. Техническим результатом изобретения является разработка способа прогнозирования оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, при котором обеспечивается получение достоверных данных фильтрационных характеристиках пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа. Способ, включающий проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости. По данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах Рзаб(t)-lg(t)» и «Рзаб(t)-1/t0,5», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Рзаб(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «Рзаб(t)-1/t0,5» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «Рзаб(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине hвс, величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «Рзаб(t)-1/t0,5», вычисляют общую толщину пласта (h). Техническим результатом изобретения является повышение надежности и достоверности определения анизотропии проницаемости продуктивного пласта по данным гидродинамических исследований скважин. 3 ил., 1 табл.
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны скважин. Технический результат – повышение эффективности кислотной обработки терригенного коллектора за счет замедления скорости реакции с породой при пластовой температуре, низких значений поверхностного натяжения на границе с пластовыми углеводородами, низкой скорости коррозии, предотвращения образования стойких нефкислотных эмульсий. Кислотный состав включает ингибированную соляную кислоту, бифторид аммония или фторид аммония, вспомогательную кислоту, изопропиловый спирт, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду. При этом состав дополнительно содержит органический растворитель – бутилцеллозольв. В качестве вспомогательной кислоты состав содержит уксусную кислоту, а в качестве ПАВ - неонол АФ9-12 или сульфанол, или вещество вспомогательное ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония или фторид аммония - 7-14; уксусная кислота - 3-5; изопропиловый спирт - 5-10; ПАВ - 0,1-0,3; бутилцеллозольв - 7-12; вода - остальное. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для ремонта нефтяных и газовых скважин и используется в условиях аномально высоких давлений для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ. Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин содержит нитрат кальция, хлорид цинка, комплексный реагент (ДОН-А 0834), гелеобразователь - целлюлоза полианионная ПАЦ-В, или ксантановая камедь, или карбоксиметилцеллюлоза - и воду пресную либо минерализованную при следующем соотношении компонентов, масс. %: нитрат кальция - 10-60; хлорид цинка - 10-60; комплексный реагент (ДОН-А 0834) - 0,25-0,5; гелеобразователь - 0,25-0,5; вода - 29-29,5. Техническим результатом является разработка состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м3 и до 2000 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяющего использовать их в условиях Крайнего Севера и имеющего возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов. Технический результат - предотвращение образования нефтекислотных эмульсий, снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусная кислота с концентрацией 99% 3,5-5; неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-12 0,1-0,3; изопропиловый спирт или глицерин 4-6; водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14% остальное. 1 ил.
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин // 2627807
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь - 0,65-0,75, ксантановая камедь - 0,09-0,11, боратный сшиватель - 0,35-0,45, вода - остальное. Технический результат – улучшение реологических, псевдопластических характеристик, повышение стабильности жидкости при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны. 1 пр., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид и/или сульфат алюминия 7-25, вода 5-50, лигносульфонаты технические 15-40, соляная кислота 0,2-0,5, нефтепродукты 15-40. Технический результат - повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 3 пр.
