Патенты автора Яртиев Амур Физюсович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов сверхвязкой нефти методом парогравитационного воздействия. Техническим результатом является повышение охвата и коэффициента нефтеизвлечения пласта за счет равномерного прогрева пласта вдоль пары скважин посредством использования перемещаемого паропровода. Предложен способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием, включающий бурение и обустройство пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, где горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины, спуск в горизонтальные стволы скважин обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, перфорацию, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерный прогрев паровой камеры за счет регулируемой закачки пара и изменения зон прогрева с учетом полученных в процессе паронагнетания термограмм, отбор продукции из добывающей скважины. При этом заколонное пространство по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины через перфорационные отверстия в обсадной колонне дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала, тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20-100 м. В нагнетательную скважину спускают гибкий трубный паропровод, башмак которого оборудуют пакерами для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола, между пакерами размещают перфорированный патрубок для закачки пара в пласт. Причем перфорированный патрубок выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола. Закачку пара в нагнетательную скважину и равномерность прогрева паровой камеры регулируют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной низкопроницаемой нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением газлифтного способа эксплуатации. Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи включает бурение на залежи горизонтальных скважин – ГС, цементирование горизонтальных стволов между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из ГС. Подбирают залежь, состоящую из двух пластов, совпадающих в структурном плане, причем верхний пласт является чисто нефтенасыщенным, а нижний – имеет водно-нефтяной контакт, либо также является чисто нефтенасыщенным, общая толщина не коллектора между пластами не превышает 20 м, общая нефтенасыщенная толщина верхнего продуктивного пласта составляет не менее 30 м, нижнего – не менее 20 м, нефть пластов характеризуется газосодержанием не менее 300 м3/т. ГС бурят у подошвы верхнего продуктивного пласта с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане, горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин. Все ГС выполняют добывающими. Во всех ГС проводят МГРП таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним и нижним продуктивными пластами. После отбора продукции пластов и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более чем в четыре раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации, причем в качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи. Указанные операции проводят во всех ГС залежи, прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Технический результат состоит в повышении нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи. 1 ил.
Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа // 2732746
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает подбор пробуренных на залежи скважин, применение пакеров для отсечения в скважинах части вскрытого продуктивного пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины в нижнюю часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин из верхней части пласта. Согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м и газосодержанием в нефти не менее 300 м3/т, после первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м, после чего 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента, причем для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более 1/2 части пласта у подошвы, а для закачки газа - в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более 1/2 части пласта у кровли, кроме того, при расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S, количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования, прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют бурение из основных вертикальных стволов добывающих скважин БГС. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважиной. Длину БГС определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола. В пропластке с наибольшим темпом обводнения бурят БГС с минимальной длиной, но не менее 50 м. В пропластке с наименьшим темпом обводнения бурят БГС соответственно с максимальной длиной, но не менее 100 м. Между пропластками в вертикальном стволе устанавливают профильные перекрыватели. В каждый БГС устанавливают перемещаемый пакер, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.
