Патенты автора Федорченко Геннадий Дмитриевич (RU)
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов. В способе разработки битуминозных карбонатных коллекторов в наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта. Через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, содержащего, мас.%: органическую нефтерастворимую соль никеля 20-50; смесь алифатических и ароматических углеводородов 50-80, посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м3/ч. Объем закачки рассчитывают по формулам в зависимости от наличия или отсутствия данных по размерам паровой камеры. Через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закачанного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле Vp = 1,5⋅(hНКТ⋅(π⋅RНКТ2)+(hВДП-hНКТ)⋅(π⋅RЭК2)), где hНКТ - длина участка насосно-компрессорной трубы НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ - радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП - длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; RЭК - радиус эксплуатационной колонны. Далее закрывают скважину на срок не менее двух суток. Закачивают пар при температуре от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. Скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины. 2 з.п. ф-лы, 6 ил., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью. Состав обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью. Сущность изобретения заключается в создании ионно-модифицированной воды с конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальное изменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге приводит к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентов вытеснения и охвата. Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта согласно изобретению включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия. Предлагаемый состав ионно-модицированной воды обладает следующими преимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяет получить значительное увеличение Квыт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН. 4 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.
