Патенты автора Курбанов Ахмадали Джалилович (RU)
Способ ограничения притока воды в скважину // 2791829
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ограничения водопритока в добывающей скважине. Для осуществления способа ограничения притока воды в скважину осуществляют последовательную закачку гидрофобного состава и состава для селективной водоизоляции с образованием водоизолирующего экрана. Верхняя часть экрана при контакте с нефтью разрушается и выносится в скважину при ее пуске в работу. При приёмистости пласта выше 250 м3/сут закачивают гидрофобный состав в виде гидрофобной эмульсии с высокой вязкостью не менее 1600 мПа⋅с с получением сплошного экрана вокруг скважины с радиусом 5–6 м. Закачивают состав для селективной водоизоляции до повышения давления не выше давления нарушения целостности обсадной колонны труб и/или пласта. Достигается технический результат – снижение обводненности продукции и расхода реагентов. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз. Способ включает бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, отбор продукции через вертикальные добывающие скважины. Предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта, угол падения крыла залежи, бурение горизонтальных нагнетательных скважин осуществляют по периферии залежи параллельно контуру водонефтяного контакта с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин, бурение вертикальных добывающих скважин осуществляют в центральной части залежи, перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах в направлении кровли пласта по всей длине горизонтального ствола, при этом определяют количество рядов перфорации по формуле , где h - толщина продуктивного пласта залежи, α - угол падения крыла залежи. Затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток, затем месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на север и юг, при этом регулируют режимы работы скважин, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110%, в качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее чем на 0,04 г/см3. Предлагаемый способ увеличивает нефтеотдачу месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз. 2 ил.
Предложена группа изобретений: способ обработки призабойной зоны пласта (варианты). Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров. Способ обработки призабойной зоны пласта включает доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание в нем газогенерирующих зарядов. Также способ включает в себя последующее удаление из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами. Для обработки выбирают скважину с толщиной продуктивного пласта не менее 1,5 м и глинистостью не более 10%, с минимальным расстоянием до поверхности водонефтяного контакта 4 м, с постепенным понижением продуктивности в течение 4 месяцев не менее 20%. Также способ включает определение расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров. Также способ включает расчет объема взрывов из условия образования не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%. Также способ включает запуск скважины в работу с увеличением отбора пластовой продукции не менее 10% от величины до обработки. 2 н.п. ф-лы.
Способ разработки нефтяной залежи // 2773587
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей. Способ разработки нефтяной залежи включает заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки месторождения обводнившихся добывающих скважин. Выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении не менее 3 месяцев в добывающих скважинах. На этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину. По ранее проведённым лабораторным исследованиям керне проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%. Проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м3 на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м3/час и давлении закачки равным 100-150 атм. После реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее чем на 10% от значений до закачки. Обеспечивается повышение эффективности разработки нефтяной залежи и увеличение нефтеотдачи пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов. Способ включает спуск колонны НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта. Производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м. На каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения. Пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта. Не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин. Сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, затем все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта. По окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину. Обеспечивается повышение эффективности обработки призабойной зоны карбонатного пласта; повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа, снижение материальных затрат на реализацию способа. 5 ил.
