Патенты автора Бисенова Айнура Амангельдыевна (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, исключение прорыва попутно-добываемой воды к забою скважин, сохранение структуры пласта, выравнивание фронта вытеснения нефти и увеличение добычи нефти. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта. Выбирают пару скважин - добывающую и расположенную выше горизонтальную нагнетательную с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%. Прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. Выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ в объеме 30-180 м3/сут с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте. Концентрация ПАВ на 1 м3 попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды. Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. При достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. После переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта. При снижении температуры на 5-10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. Причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине. 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи. В горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления. На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10. В указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа. При достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин. После исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины. Располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины. Пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину благодаря контролю в ней температуры. В начальный период в добывающие и нагнетательные скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины переводят под добычу, а вертикальные - под нагнетание. 2 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара. При строительстве скважин их оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления более 0,05 МПа/сут и температуры более 1°С/сут в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин. С помощью геофизических исследований и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи. Выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи. Выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами. Дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты установки электроцентробежного насоса. Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса заключается в отключении электропитания погружного электродвигателя установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины. Один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины. Величину Pмин - давления датчика, при котором и ниже которого отключается работа ПЭД, рассчитывают в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Pгидро и давления газа над газожидкостным разделом (динамическим уровнем) PГЖР: Pмин=Pгидро+PГЖР, причем величина PГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Pгидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса. 1ил., 1 табл.
