Патенты автора Хисамов Раис Салихович (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м. При толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают одновременно-раздельным способом нефтеносные объекты. При толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины (ГС). Вначале ГС бурят на нижний нефтеносный объект эксплуатации. Точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения. Бурение производят с зенитным углом 68-80° на кровле верхнего нефтеносного объекта. После падения зенитного угла опять производят набор зенитного угла до 74-83° на кровлю нижнего нефтеносного объекта и заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу. Затем проводят геофизические исследования скважин (ГИС), уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб. После изолирования заколонного пространства проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. После бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нижнего нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта (ВНК) на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Горизонтальный ствол заполняют гидроэмульсионным раствором. Затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя. Горизонтальный ствол зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят с меньшим диаметром и по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане. Причем ствол располагают выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Скважину обустраивают оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, а также уменьшить срок разработки за счет выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов. Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом включает спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины. Причем бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту. В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м3 на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Рк, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть участков В. После закачивают кислоту под давлением Рк и в объеме в м3, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. После завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию. 1 ил.

Группа изобретений относится к контрольно-измерительной технике и предназначена для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов, а именно к способу получения пробы сверхвысоковязкой нефти или битума из образца нефтенасыщенного керна пластового резервуара, и может быть использовано в научном и проектном обеспечении, научно-исследовательских работах в области геологии и разработки нефтегазовых месторождений, в том числе нетрадиционных месторождений углеводородов сверхвязкой нефти. Производят бурение скважины с отбором керна в потенциально продуктивном интервале, изоляцию отобранного керна в процессе отбора и/или непосредственно после него. Формируют образец из скважинного керна выделением необходимого количества кернового материала с последующей дезинтеграцией. Заполняют керновым материалом пластмассовые стаканы с последующим прогревом и дальнейшим помещением их в подвесы центрифуги. Производят вытеснение содержащегося в породе флюида под действием центробежной силы, при котором используется центрифуга с термостатируемой рабочей камерой. Осуществляют очищение извлеченного из керна образца флюида от мелкодисперсных частиц осадочных пород в нагретом состоянии методом гравитационного разделения. Производят разделение водонефтяной эмульсии и удаление из образца флюида воды термодинамическим воздействием. Устройство содержит блок дезинтеграции, центрифугу с горизонтальным ротором и подвесами с возможностью термостабилизации рабочей области, термостатирующий шкаф, морозильную камеру. При этом подвесы центрифуги выполнены с возможностью установки в них пластмассовых стаканов с плоским дном, перфорированных по боковой стенки у дна стаканов. Обеспечивается увеличение извлечения флюида без химического воздействия с целью последующего анализа фракционного состава потенциально извлекаемого флюида, повышается качество информации о физико-химических и геологических свойствах извлекаемого флюида и достоверность прогнозирования параметров эксплуатации месторождения, сокращается время получения представительного образца флюида. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента углекислого газа и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, с расположенной в центре нагнетательной скважиной и с текущим пластовым давлением, равным (0,5-0,8)·Р(нач). Закачку СО2 ведут через коррозионно-устойчивые трубы с постепенным повышением расхода в нагнетательной скважине от нуля до значения, при котором давление закачки равно (0,7-0,9)·Р(гор). При этом одновременно повышают забойное давление в добывающих скважинах от давления насыщения нефти углеводородным газом до текущего пластового давления, при котором прекращается приток жидкости к скважинам. После этого расход газа уменьшают до значения, при котором давление закачки равно Р(нач). В добывающих скважинах в течение данного времени забойное давление снижают до Р(нас). Циклы закачки газа повторяют до момента восстановления текущего пластового давления до (0,9-1,1)·Р(нач). После завершения циклов останавливают закачку СО2, добычу ведут через добывающие скважины при забойном давлении выше Р(нас) нефти СО2 или углеводородным газом. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения циклической закачки углекислого газа и регулирования режима работы добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), полиакриламида (ПАА), сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием. В каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП. Причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин. После всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД). Способ включает бурение скважин с горизонтальным окончанием - СГО, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H ≥ 50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, залежь разбуривают парами СГО, стволы которых располагают параллельно в вертикальной плоскости на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, причем верхнюю СГО выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами, нижнюю СГО выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней СГО в каждом горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вниз, а в горизонтальном стволе нижней СГО – вверх. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхней и нижней скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,2-1,0)·l·sin(β/2) и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП нижние СГО осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти нижних добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих верхних нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки. Причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, залежь разрабатывают в режиме КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных залежей нефти. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара. После повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют. В целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции. По способу осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны. Создают высокопроницаемый экран в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны. Это осуществляют путем подачи в эту зону водоизолирующего материала. Предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщают интервал перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера. В эксплуатационную колонну спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере. Частично заполняют колонну НКТ изолирующим материалом. В качестве водоизолирующего материала используют 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте. После закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе. При плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку. Высоту столба технологической жидкости определяют по аналитическому выражению, учитывающему высоту столба технологической жидкости, давление в водоносной части пласта, расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте, плотности технологической жидкости и раствора парафина в дизельном топливе. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.     Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин, причем aдn+aнn=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП. После МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз, таким образом коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают нефтенасыщенный коллектор со средней толщиной H≥50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, коллектор разбуривают параллельными горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы которых направлены перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора. Горизонтальные стволы размещают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = (0,25-0,45)·Н. Горизонтальные стволы среднего ряда располагают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов на расстоянии x = (1-5)·h по горизонтали. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 8·h. В скважинах верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, в скважинах нижнего ряда – верхнюю, в скважинах среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей собой разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,5-1,0)·х и полувысотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП скважины верхнего и нижнего рядов - добывающие скважины - осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения данные скважины останавливают, в скважины среднего ряда - нагнетательные скважины - закачивают газ до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в три раза, после чего остановленные добывающие скважины пускают в работу. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение технологической эффективности кислотной обработки. По способу скважину выполняют или подбирают с открытым стволом в продуктивном карбонатном коллекторе. Выбирают в ней участки для обработки длиной не менее 2 м. Проводят кислотную обработку. Для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами и расположенной между ними гидромониторной насадкой. После спуска данных труб с пакерами и гидромониторной насадкой в соответствующий участок пакеры запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу и гидромониторную насадку раствор поверхностно-активного вещества в заданном объеме. Проводят технологическую выдержку. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть ствола и его загущения. Затем закачивают кислоту под давлением. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором. Затем в скважину закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Горизонтальный ствол скважины промывают, пакеры распакеровывают и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой и пакерами. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО2, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов. Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов включает бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин. Выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД. Все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием. В горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход смеси при давлении закачки Pзак = (0,5-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. В качестве рабочего агента используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. Во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора. 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента низкоминерализованной воды и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости нефтенасыщенных пропластков не менее 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей, перед закачкой ее предварительно обеззараживают и фильтруют. Закачку агента начинают вести в нагнетательные скважины с постепенным повышением расхода от нуля до (0,7-0,8)·Ргор, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость ежесуточного расхода задают по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Забойное давление в ближайших добывающих скважинах поддерживают на одном уровне. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения импульсного нагнетания и закачки низкоминерализованной воды.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, залежь разбуривают горизонтальными скважинами с параллельным расположением горизонтальных стволов, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают над горизонтальными стволами добывающих скважин на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, по горизонтали s = (1,0-4,0)·Н. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В нагнетательных скважинах вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, а в добывающих – верхнюю. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,8-2,0)·s и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП добывающие скважины осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Таким образом залежь сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений. Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений включает бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД. Отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами МЗГС. Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении. В горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане. В вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем aдn+aнn = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин aв в вертикальных стволах, причем aв = (0,5-1,0)·h. После гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины. После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины. Причем на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами. На плане залежи наносят линии одинаковых толщин, пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи. В купольной части залежи выполняют пару скважин горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи. 1 ил., 1 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. В способе разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего сульфатвосстанавливающие бактерии - СВБ, включающем активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут осуществляют закачку водного раствора указанных солей с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, производят закачку водного раствора указанного ПАВ или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ, с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас.%: крахмал 0,1-5,0, сапропель 0,5-5,0, диаммонийфосфат пищевой 0,1-2,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. По другому варианту - при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, дополнительно производят закачку блокирующего состава, продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку при указанном выше составе водной суспензии. Изобретение развито в зависимом пункте. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 8 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи выделяют зоны высокой и средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения. Останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. Останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. После этого добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную. Скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие. 2 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение качества цементирования скважины. По способу выполняют закачку в колонну тампонажного цемента. Вводят в колонну нижнюю пробку. Проводят продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента первой ступени. При этом осуществляют циркуляцию бурового раствора в циклическом режиме по колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Выполняют цементирование второй ступени. Для этого осуществляют прокачку по колонне порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента. Размещают верхнюю пробку и продавливают ее технической водой. Повышают давления в колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. Особенностью способа является то, что при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов, начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска. При цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость. В качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности и тампонажную смесь большей плотности. Продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп». Снижают давление в колонне до атмосферного давления. Убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором. При цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см3, содержащую алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности. Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп». После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. 1 пр.
Изобретение относится к строительству скважины и может найти применение при проводке ствола скважины через зоны обрушений породы. Способ бурения скважины включает бурение ствола скважины бурильной компоновкой с забойным двигателем с применением гидравлического забойного двигателя, в зоне горизонта с осыпающимися породами периодическое расхаживание бурильной колонны с одновременным вращением бурильной колонны, разбуривание горизонта с осыпающимися породами с использованием бурового раствора, подъем бурильной компоновки выше горизонта с осыпающимися породами, шаблонировку или проработку пробуренного интервала, подъем бурильной компоновки из скважины, спуск бурильной компоновки в скважину, определение интервалов посадки бурильной компоновки, проведение проработки интервалов посадки, подъем бурильной компоновки из скважины. При спуске бурильной компоновки первую промывку производят на глубине 400 м в течение 1,5 циклов, последующие промывки производят через каждые 300 м спуска в течение 1,5 циклов. При бурении проводят контрольный отрыв бурильной компоновки на длину ведущей трубы не реже 1 раза в час. При появлении затяжек останавливают углубление скважины, проводят интенсивную промывку с расхаживанием бурового инструмента с перекрытием муфт до прекращения затяжек, прорабатывают пробуренный интервал, продолжают углубление, проводят контрольные отрывы не реже, чем через каждые 0,5 часа бурения. При продолжении затяжек проводят очистительный рейс ствола скважины бурильной компоновкой, через каждые 50 м бурения поднимают бурильную компоновку до интервала зенитных углов 35°, прорабатывают ствол скважины до забоя для снятия корки и удаления шлама. Перед наращиванием бурильной компоновки проводят промывку не менее 1,5 цикла, скорость спускоподъемных операций в интервале горизонта с осыпающимися породами устанавливают не более 0,2 м/с, вынос шлама при бурении устанавливают в объеме 0,4-0,6 м3 шлама на каждые 9 м бурения. После вскрытия продуктивного пласта проводят расхаживание с промывкой до прекращения выноса шлама. Подъем бурильной компоновки производят с доливом через каждые 250-300 м. После спуска компоновки и проработки интервала осложнений прокачивают с забоя вязкоупругий состав, шаблонируют и прорабатывают ствол скважины. Обеспечивается исключение прихватов бурильной компоновки при проведении скважины через зоны с осыпающимися породами. 1 пр.

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При осуществлении способа спускают колонну труб с пакером, размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск. Перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах. При коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят. При коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см3, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см3/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема. Расширяется интервал изоляции поглощения в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором. При интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт, проводят тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3. В низкопроницаемых Доманиковых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят перфорацию пластов перфорационной системой, создающей отверстия диаметром не менее 20 мм, используют оборудование, рассчитанное на поверхностные давления при обработке до 100 МПа, проводят предварительную кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м3 загущенной кислоты на 1 погонный м пласта, при проведении основного процесса гидроразрыва создают концентрации проппанта в диапазоне от 100 до 250 кг/м3 с начальным значением концентрации не более 100 кг/м3. При закачке концентрацию проппанта повышают с шагом не более 30 кг/м3, не превышая значения в конечной стадии 250 кг/м3 с корректировкой значений концентрации в зависимости от роста устьевых давлений путем регулирования расхода жидкости, но не превышая значений устьевого давления 100 МПа. Технический результат заключается в интенсификации скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине выполняют перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3. Приготовление жидкости разрыва выполняют с загрузкой гелеобразователя концентрацией не более 3,0 кг/м3 при приготовлении сшитого геля или с загрузкой не более 4 кг/м3 при приготовлении линейного геля, проппант используют кислотостойкий, а по окончании проведения гидроразрыва промывают скважину раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде и задавливают в трещину гидроразрыва раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде. Технический результат заключается в увеличении срока эффективности гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин. Выделяют зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Выполняют уплотнение сетки скважин бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи месторождения.1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. По способу выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с и с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м. Участок разбуривают пятиточечными элементами вертикальных скважин. Из вертикальных стволов каждой скважины проводят зарезку в продуктивном пласте от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами. Каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС. Длину каждого БГС выполняют 0,4-0,5 от расстояния между соседними вертикальными скважинами. Расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте обеспечивают не более 2 м. В вертикальных стволах скважин перфорируют водоносную часть пласта. В каждую скважину спускают по две колонны труб. Одну из этих труб запакеровывают у водонефтяного контакта. В каждом элементе центральные скважины применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб. Отбор закачиваемой смеси осуществляют через соседние скважины по указанным колоннам труб. Вторые колонны труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта и через них осуществляют отбор продукции пласта через БГС. В качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти. По способу выбирают участок пласта с коэффициентом расчлененности более 1 д. ед. В центральной части пласта бурят паронагнетательную горизонтальную скважину. На расстоянии 1-5 м от подошвы пласта или водо-нефтяного контакта бурят добывающую горизонтальную скважину. Данные скважины являются условно горизонтальными. Их размещают таким образом, чтобы площадь контакта каждой условно-горизонтальной скважины - ствола с нефтенасыщенным пластом была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола. Проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры через 10-15 лет закачки пара при максимальной приемистости паронагнетательной скважины. В условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры и плоскости, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу паронагнетательной скважины через ее центр, бурят основной ствол вертикальной скважины. Из него далее забуривают меньшим диаметром не менее 3 боковых горизонтальных стволов нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле. Таким образом получают скважину веерной формы. Каждый его ствол предусматривают с возможностью отключения после его обводнения. Горизонтальные и веерную скважины осваивают после бурения закачкой растворителя в объеме из расчета 1-5 м3 на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Для реализации технологии парогравитационного дренирования закачивают пар в нагнетательные скважины и отбирают продукцию через добывающие скважины. 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины. Технический результат - повышение темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью. В способе разработки пласта с высоковязкой нефтью выполняют вскрытие коллектора основными вертикальными стволами скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), освоение БГС, закачку рабочего агента и отбор продукции через БГС. Согласно изобретению выбирают участок пласта, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м. Из ствола вертикальной скважины проводят зарезку БГС нисходящего профиля с расстоянием от носка БГС до водонефтяного контакта не менее 2 м, длину БГС выполняют не менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины размера проектируемой сетки скважин. БГС условно делят на секции длиной по 10-50 м, каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС колонну труб с фильтром на сдвоенных пакерах с длиной фильтра не более длины соответствующей секции, через колонну труб и фильтр закачивают в пласт в каждую секцию нагретый до температуры не менее 50°C на забое растворитель в объеме Vn=(1…50)·ln·mn, где ln - длина n-ой секции, mn - пористость пласта напротив n-ой секции. После термокапиллярной пропитки растворителем секцию пускают на откачку жидкости, каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол в работу, ведут эксплуатацию скважины в циклическом режиме отбор - закачка: после снижения дебита нефти более чем на 50% от первоначального дебита нефти после предыдущего цикла закачки проводят закачку растворителя по всей длине ствола в объеме, равном ∑Vn, причем растворитель продавливают продавочной жидкостью с температурой не менее 50°C на забое с увеличением объема данной жидкости после каждого цикла на 10-20%, при подтягивании подошвенной воды и обводнении скважины более чем на 95% нижние секции последовательно отсекают пакерами. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют бурение из основных вертикальных стволов добывающих скважин БГС. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважиной. Длину БГС определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола. В пропластке с наибольшим темпом обводнения бурят БГС с минимальной длиной, но не менее 50 м. В пропластке с наименьшим темпом обводнения бурят БГС соответственно с максимальной длиной, но не менее 100 м. Между пропластками в вертикальном стволе устанавливают профильные перекрыватели. В каждый БГС устанавливают перемещаемый пакер, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение верхних нагнетательных скважин короче нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу используют скважину с горизонтальным стволом и обсадной колонной. Горизонтальный ствол скважины располагают вблизи подошвы продуктивного пласта. Этот ствол выполняют с восходящим концом. Восходящий конец скважины выполняют на высоту до половины толщины продуктивного пласта. Угол между осью восходящего конца и вертикалью принимают от 0 до 85°. В восходящем конце скважины размещают оконечную часть фильтра и окончание колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер устанавливают между участками фильтра с перфорацией. В качестве колонны насосно-компрессорных труб с пакером используют колонну с заглушенным торцем и перфорированным окончанием. В горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб с насосом. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают вблизи пакера. Закачивают теплоноситель в пласт через колонну насосно-компрессорных труб и перфорационные отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола. Продукцию отбирают через перфорационные отверстия в начале горизонтального ствола. Подачу продукции к устью скважины осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб с насосом. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. По способу выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м. Осуществляют бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин. Из них зарезают боковые горизонтальные стволы - БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине. Длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами. Расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали. В вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта. Спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС. Ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. Отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб. Отбор нефти осуществляют посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи. 1 пр., 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты. Технический результат - повышение эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта. Способ включает выбор добывающей или нагнетательной скважины с притоком или поглощением в выше- или нижележащие водоносные горизонты относительно эксплуатируемого нефтеносного пласта, остановку скважины, закачку в нее состава для ограничения водопритока или водопоглощения, пуск скважины в работу. В качестве состава для ограничения водопритока или водопоглощения используют модифицированную воду, в которой концентрацию и ионный состав растворенных солей определяют по снижению проницаемости керна водоносного горизонта не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей при реакции модифицированной воды с пластовой водой водоносного горизонта, в скважину закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40-100°C на забое и с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта, общий объем закачки определяют как 20-300 м3 на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта, при необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании и трубах в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта не менее чем до 95% или при повышении приемистости нагнетательной скважины до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Способ включает выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей скважины. Осуществляют закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды. Закачивают воду в нагнетательную скважину и отбирают продукцию из добывающей скважины. В качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин. При этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка. В добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка. В нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков. Закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка. При этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения. Закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью. После этого через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка. В первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы отложения солей. Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью. После этого скважины переводят в обычный режим эксплуатации. Вышеупомянутые мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года. 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин. Эти скважины в верхней части продуктивного пласта перфорируют для отбора продукции. Разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам. После обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз. Закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин. После этого указанные скважины первого ряда останавливают. В соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин. Затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу. Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. При этом в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-ого участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. 1 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх