Патенты автора Лябипов Марат Расимович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти или битума. Сущность: выполняют бурение сети мониторинговых необсаженных скважин с отбором керна с возможностью выявления продуктивного пласта и выявления фильтрационно-емкостных свойств породы. Спускают в каждую скважину электрод на изолированном кабеле на заданную глубину в пределах выявленного продуктивного пласта и выполняют тампонаж каждой из скважин цементом с фиксацией на поверхности земли отрезка кабеля длиной 1.5-2 метра с возможностью подсоединения к вышеприведенному электроду измерительной аппаратуры. Проводят работы по измерению ∆UЕП между соседними скважинами таким образом, чтобы получить систему замкнутых примыкающих треугольных контуров. По каждому контуру рассчитывают невязку, равную сумме разности потенциалов между скважинными электродами. Далее с учётом невязки измеренные значения ∆UЕП исправляют таким образом, чтобы сумма исправленных значений ∆UЕП по любому замкнутому контуру равнялась нулю. Затем относительно опорной скважины, потенциал которой принимается равной нулю, рассчитывают потенциалы других скважин. Строят план изолиний потенциала. Сопоставляют планы изолиний потенциалов, полученных в разное время с интервалом в 2-3 месяца между измерениями. При сопоставлении планов изолиний определяют направление движения флюидов в продуктивном пласте, а также области прогрева пласта. Измеряют сопротивление заземления электрода каждой из мониторинговых скважин по двухлучевой схеме с интервалом в 2-3 месяца. Выполняют измерения на постоянном токе между скважинными электродами и на основании измеренных значений тока и напряжения по закону Ома рассчитывают сопротивление R, которое состоит из сопротивления катушки с соединительным проводом Rсп, сопротивления кабеля Rк, сопротивления скважинных электродов Rзаз и сопротивления среды Rср между электродами. Для пространственного и временного анализа используются величины ∆R1 = R - Rсп и ∆R2 = R - Rсп-Rзаз, которые содержат информацию об изменении сопротивления среды, в том числе и продуктивного пласта, между скважинами. 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а более точно к технологиям, обеспечивающим рациональную и эффективную разработку сверхвязкой нефти или битума методом парогравитационного дренирования с применением сейсмического мониторинга. Заявлен способ сейсмического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что формируют скважинную систему наблюдения для выполнения скважинной сейсмической съёмки и формируют систему наблюдения для выполнения сейсмической съёмки по линейным профилям. Выбирают не менее трёх профилей и не менее одного профиля для каждой группы однонаправленных SAGD-скважин, при этом линейные профили ориентируют перпендикулярно направлению горизонтальной части стволов, проходящих через купольную область ловушки сверхвязкой нефти. Выполняют воздействие на поверхность дневного рельефа подвижным невзрывным импульсным источником продольных волн, регистрируют для каждой скважины четыре сейсмограммы, на которых фиксируют волновые поля поверхностной расстановки из семи каналов и погружного скважинного сейсмоприёмника. Выполняют базовую сейсмическую съёмку по линейным профилям, проходящим через контрольно-измерительные скважины, по методике многократных перекрытий. Каждый пункт возбуждения отрабатывают с накоплением воздействий источника, с последующим выполнением компьютерной обработки материалов базовой сейсмической съёмки по линейным профилям по графу, характерному для метода общей глубинной точки с его адаптацией для малоглубинной сейсморазведки с сохранением относительного уровня амплитуд, с выделением полезных волн - прямых, головных и отраженных. Далее по отражённым волнам строят временной разрез и модель интервальных скоростей. Далее выполняют мониторинговую скважинную сейсмическую съёмку и мониторинговую сейсмическую съёмку по линейным профилям. Далее выполняют компьютерную обработку и корректируют материалы мониторинговой скважинной сейсмической съёмки за влияние сезонных вариаций упругих свойств верхней части разреза путем их сравнения с данными первичной съёмки. Далее рассчитывают лучевые скорости базовой и мониторинговой съёмок. Модели интервальных скоростей по линейным профилям загружают в компьютерную интерпретационную систему, выполняют совместный анализ всех полученных материалов на единой картографической основе. Формируют пространственное распределение скоростей в толще, охватывающей продуктивный пласт-коллектор, рассчитывают карты разностных параметров между базовой и повторными съёмками. Далее посредством оценки разностных параметров между базовой и мониторинговой съёмками получают изменения лучевой скорости за период времени между базовой и последующими съёмками, далее сопоставляют карты разностных параметров с накопленным объёмом закаченного в пласт-коллектор пара за весь период добычи сверхвязкой нефти и за временные интервалы между съёмками. Анализируют результаты ранее проведенных расчётов, делают заключения о направленностях процесса прогрева пласта в зонах между горизонтальными скважинами-инжекторами. Технический результат - повышение точности и информативности получаемых данных. 11 ил.
Изобретение относится к области технологических процессов. Описана композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400 °С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe3O4, причем композиция дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении: катализатор Fe3O4 : нефрас C4 – 155/205 = 1-40 мас.%: 99-60 мас.%. Технический результат – повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя при паротепловом воздействии. 3 ил., 2 пр.
Изобретение относится к исследованию коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна из месторождения, при использовании процесса парового дренажа. Способ заключается в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при вытеснении нефти водой. При этом образец керна изготавливают из модельной смеси, содержание нефти в которой соответствует керну, полученному при бурении залежи, по длине образца создают перепад давления, к одному торцу образца керна подают водяной пар, с другого торца образца керна осуществляют отбор жидкости, коэффициент извлечения нефти рассчитывают как отношение массы нефти в выделившейся жидкости к массе нефти, находившейся в образце керна. Достигается повышение надежности и упрощение определения. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно для повышения эффективности контроля за разработкой мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти или битума методами теплового, химического, механического воздействия на пласт-коллектор. Предложен сейсмоэлектрический скважинный погружной прибор, содержащий электрический и сейсморазведочный модули, размещенные в одном корпусе изолированно друг от друга. Электрический модуль подсоединен к одной жиле геофизического кабеля, а сейсморазведочный модуль подсоединен к двум изолированным друг от друга жилам геофизического кабеля. При этом сейсморазведочный модуль представляет собой пластиковую трубу, в которую вертикально установлены три сейсмоприемника, соединенные между собой параллельно. При этом пластиковая труба заполнена термостойкой эпоксидной смолой с возможностью обеспечения герметизации и защиты сейсмоприемников. Пластиковая труба помещена в стальную трубу, которая присоединена к электрическому модулю с помощью электросварки. В нижней части стальной трубы размещен изолятор. Электрический модуль представляет собой металлический корпус сейсмоэлектрического погружного прибора, который служит в качестве погружного электрода при проведении электроразведочных работ. Внутренняя часть электрического модуля представляет собой очищенный от изоляции конец геофизического кабеля, скрученный в спираль, установленный в оголовок прибора и залитый смесью олова и свинца с возможностью обеспечения лучшего контакта со стенками прибора и увеличения массы прибора. Технический результат - упрощение конструкции, повышение надежности и повышение технологичности работы при заданных термобарических условиях. 4 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума. Способ заключается в том, что: отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы; измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти. Технический результат заключается в создании способа мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей за счет обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры. 9 ил.
Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа Fe3O4 для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, который ведут при комнатной температуре и атмосферном давлении посредством смешения двух предварительно приготовленных водных растворов. Первый водный раствор состоит из смеси солей железа Fe2+ и Fe3+, второй водный раствор состоит из осадителя - гидроксид аммония, гидроксиды щелочноземельных металлов, и стабилизирующего вещества - поверхностно-активные вещества. Процесс смешивания ведут при непрерывном кавитационном воздействии ультразвукового диспергатора в течение тридцати минут, с получением золя смешанного оксида железа Fe3O4, подвергают обработке ионнообменными смолами без отключения кавитационного воздействия на массу, пока значение pH массы не достигнет нейтрального значения, с получением целевого продукта. Размер частиц катализатора находится в диапазоне от 50 и до 165 нм с объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта. Также изобретение относится к катализатору, полученному описанным выше способом. Технический результат – расширение перечня катализаторов с оптимальным размером частиц для интенсификации добычи тяжелого углеродного сырья в условиях пласта высоковязких нефтей и природных битумов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 ил.
