Патенты автора Ахметгареева Резида Вагизовна (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением разрыва пласта. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. Способ включает бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных, горизонтальных и/или наклонно-направленных скважин. Предусматривают применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца. Осуществляют спуск в скважину электродов и проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами. При этом подбирают залежь, в которой ниже продуктивного нефтеносного плотного пласта залегает водоносный пласт, причем данные нефтеносный и водоносный пласты совпадают в структурном плане. Расстояние между подошвой верхнего нефтеносного пласта и кровлей нижнего водоносного пласта должно составлять не более 100 м. Электроразрыв пласта дополняют гидроразрывом. После гидроразрыва нефтеносного пласта и отбора продукции из него до снижения пластового давления до уровня, при котором дальнейшая эксплуатация скважин нецелесообразна, в соседние скважины размещают электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив верхнего нефтеносного пласта. Электроды с противоположной полярностью размещают напротив нижнего водоносного пласта. После проведения электроразрыва пласта оставляют данные скважины на перераспределение давления на 10-30 дней для проникновения воды в нефтеносный продуктивный пласт по созданным ранее трещинам гидроразрыва и в последующем - трещинам электроразрыва до повышения давления в нефтеносном продуктивном пласте. После этого скважины пускают в добычу по верхнему нефтеносному пласту. Проведение электроразрыва пласта и периоды ожидания повторяют. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин, многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением водогазового воздействия. Обеспечивает повышение нефтеотдачи мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельных горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, в качестве которого используют водогазовую смесь, отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению выбирают залежь, состоящую из трех пластов, совпадающих в структурном плане, толщина не коллектора между которыми не превышает 10 м, общая нефтенасыщенная толщина среднего пласта составляет не менее 40 м, а газосодержание в нефти данного пласта - не менее 250 м3/т, скважины бурят с расстоянием между горизонтальными стволами в продуктивной части среднего пласта 300-1000 м в плане, горизонтальные стволы ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, нагнетательные скважины размещают у кровли среднего пласта, добывающие - возле подошвы среднего пласта, во всех скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) таким образом, чтобы образуемые трещины в нагнетательных скважинах создавали гидродинамическую связь с верхним пластом, а в добывающих скважинах - с нижним пластом, стадии МГРП в добывающих и нагнетательных скважинах размещают в шахматном порядке, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести закачку водогазовой смеси, в качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют пластовую и/или сточную воду с данной залежи, в качестве газа - попутный нефтяной газ также с данной залежи, причем соотношение воды и газа в смеси определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи, а объемы воды и газа для закачки определяют по объемам данных рабочих агентов, отбираемых из добывающих скважин и/или доступных для отбора, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. При этом в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-ого участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами. Для этого закачивают воду в нагнетательные скважины, а из добывающих скважин отбирают продукцию. Для снижения водопритока к добывающим скважинам осуществляют закачку в нагнетательные скважины различных агентов. При этом выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре. После обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также и в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага. Состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины. Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка. После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды. Добывающие скважины при этом пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. 2 пр., 1 ил.

 


Наверх