Патенты автора Гарипова Лилия Ильясовна (RU)
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти за счет вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов матричной нефти. Техническим результатом является повышение коэффициента извлечения нефти залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа. Осуществляют отбор жидкости из коллектора трещинно-порового типа через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, при этом предварительно проводят гидродинамические исследования скважин для определения времени перетока жидкости из пор в трещины, наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления (КВД), величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления, и скважину выводят на стационарный режим, а продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима. Скважину запускают в работу на режиме минимальной подачи с параллельным отбором проб и проведением исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения, кроме того, определяют обводненность, затем проводят изменение режима работы скважины увеличением отбора и параллельно проводят отбор проб для исследования оптических свойств (коэффициента светопоглощения) нефти, далее опять проводят изменение режима работы скважины для определения коэффициента светопоглощения, а соответствующие изменения режима работы и отбор проб для исследований оптических свойств нефти проводят до достижения максимального отбора, определяемого срывом подачи насоса, по результатам исследований определяют режим работы, соответствующий минимальному коэффициенту светопоглощения нефти, что свидетельствует о перетоке непреобразованной нефти из матрицы в трещины, устанавливают данный режим и скважину эксплуатируют на данном режиме, выполняя периодический отбор проб нефти для контроля за оптическими свойствами и обводненностью, при увеличении коэффициента светопоглощения нефти и обводненности выше предельно допустимого уровня или дебита ниже экономической рентабельности скважину останавливают, при этом длительность периода остановки соответствует времени перетока нефти из матрицы в трещины, которое определяют по результатам проведенных гидродинамических исследований, затем скважину запускают в работу на режиме, соответствующем минимальному коэффициенту светопоглощения. 3 ил.
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА // 2644807
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне труб с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины закачкой гидроразрывной жидкости с проппантом, стравливание давления из скважины, перед проведением ГРП в призабойную зону пласта закачивают воду плотностью 1000-1050 кг/м3 с расходом 1,0 м3/мин, затем закачкой гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель, по колонне труб в интервале пласта инициируют образование трещины разрыва, в два этапа производят развитие и крепление трещины разрыва, где на первом этапе в созданную трещину закачивают проппант фракции 30/60 меш, покрытый водонабухающей резино-полимерной композицией, концентрацией 600 кг/м3 в количестве 50-60% от общей массы проппанта с добавлением наполнителя стекловолокна в количестве 1,0% от веса проппанта, на втором этапе производят циклическую закачку проппанта крупной фракции 20/40 меш в количестве 20-25% от общей массы проппанта и мелкой фракции 40/70 меш, покрытого водонабухающей резино-полимерной композицией в количестве 20-25% от общей массы проппанта, циклическую закачку осуществляют равными порциями: 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 20/40 меш в 1 м3 сшитого геля, 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 40/70 меш в 1 м3 сшитого геля с увеличением концентрации проппанта в каждом цикле, начиная с концентрации 200 до 900 кг/м3, внутри каждого цикла между различными фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 100 кг/м3, а между циклами с одинаковыми фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 200 кг/м3, последний цикл закачки продавливают в трещину разрыва закачкой линейного геля в полуторакратном объеме колонны труб. Технический результат - исключение обводнения добывающей скважины через трещину, повышение проводимости трещины и надежность реализации способа, повышение устойчивости крепления трещины на ее поверхности. 3 ил., 1 табл.
