Патенты автора Губанов Сергей Игоревич (RU)
Изобретение относится к способу термохимического воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами. Способ включает двухстадийную закачку в пласт через скважину последовательно реагента органического происхождения, в качестве которого используют или ди-трет-бутилпероксид, или 1,1-ди-трет-бутилпероксициклогексан, или дикумилпероксид, или 2,2-ди(кумилперокси)пропан, или изобутилкумилпероксид, или третбутилкумилпероксид, или н-бутилкумилпероксид, или гидроперекись изопропилбензола, или дицетил-пероксидикарбонат, или третбутил-пероксинеогептаноат, или ди(3,5,5-триметилгексаноил) пероксид, или дилаурил-пероксид и инициатор реакции. Перед закачкой определяют приемистость пласта, производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых рассчитывают объемы и режимы подачи реагента для разогрева пласта. Закачку реагента производят последовательно в две стадии. На первой стадии расход реагента для термохимического воздействия составляет 20%-25% от общего объема реагента. Сначала через скважину закачивают реагент органического кислородосодержащего соединения, далее закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют воду, затем подают инициатор реакции, в качестве которого используют 20-30%-ный водный раствор соляной кислоты, дополнительно содержащий поверхностно-активные вещества, затем закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости. На второй стадии закачивают оставшийся объем реагента органического кислородосодержащего соединения, после чего закачивают 0,25-1 м3 буферной жидкости. Закачку всех реагентов производят либо через одну и ту же насосно-компрессорную трубу, либо через затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой. В процессе обработки нефтяного пласта разогревающим составом в интервале перфорации скважины осуществляют контроль температуры глубинным высокотемпературным датчиком. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти на месторождениях, в обеспечении безопасности процесса воздействия на нефтяной пласт с трудноизвлекаемыми запасами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу контроля разработки месторождений высоковязкой нефти путем количественной оценки плотности запасов в обводненном пласте с учетом влияния реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой. Способ контроля разработки нефтяных залежей, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, определение плотности запасов нефти mhSн (м3/м2или т/м2) в ближайшей окрестности каждой добывающей скважины с учетом фактической обводненности продукции скважины и непосредственно связанной с ней текущей нефтенасыщенности Sн, начальной нефтенасыщенной толщины h и коэффициента пористости пласта m, построение карт плотности запасов нефти по данным текущих геолого-промысловых исследований скважин, отличается тем, что значения плотности запасов нефти рассчитывают из соотношений Баклея-Левереттас учетом влияния на полноту вытеснения нефти водой реологических факторов, обусловленных неньютоновскими нелинейно вязкопластичными свойствами нефти, при этом значение текущей нефтенасыщенности определяют по известной обводненности продукции каждой добывающей скважины с учетом фактического градиента давления по графикам функции фракционного потока ƒ(S), которая рассчитывается на основе нелинейной зависимости скорости фильтрации нефти от градиента давления по приведенному математическому уравнению. Техническим результатом является расчет процесса обводнения залежей нефти с доказанными нелинейно вязкопластичными свойствами с помощью преобразованной функции фракционного потока, позволяющий при оценке плотности запасов нефти дополнительно учесть влияние реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой. 3 ил., 3 табл.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ПРОГРЕВА ПЛАСТА // 2607486
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта характеризуется тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола. В скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола. Далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита. Затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции. 1 табл., 2 ил.
