Патенты автора Николаев Николай Михайлович (RU)

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности при разработке нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, осложненных наличием в продуктивных пластах водо-углеводородных эмульсий, путем циклического электромагнитного воздействия. Способом предусматривается осуществление мониторинга добываемой из залежи продукции - нефти (газового конденсата) и общего объема жидкости до электромагнитного воздействия и после через определенные промежутки времени. Электромагнитное воздействие проводят циклически, определяют суммарный объем жидкости (нефть+вода) и нефти без электромагнитного воздействия и с электромагнитным воздействием. По данным замеров полученных суммарных объемов жидкости и нефти строят графики зависимости на основании этих зависимостей определяют значения отношений: - при электромагнитном воздействии и - до электромагнитного воздействия,где t1 - время начала электромагнитного воздействия на залежь. Периодически оценивают значение отношения F(э)/F(0). При F(э)/F(0)≤1 процесс электромагнитного воздействия прекращают, а при F(э)/F(0)>1 процесс электромагнитного воздействия продолжают. Техническим результатом является увеличение извлечения нефти. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения. При этом параллельно рядам горизонтальных добывающих скважин с чередованием через один ряд бурят ряды горизонтальных нагнетательных скважин. Ориентация всех горизонтальных частей стволов скважин осуществляется в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта, что позволяет в процессе МСГРП получить продольные трещины гидроразрыва. Причем МСГРП на всех скважинах выполняют с применением ньютоновской жидкости гидроразрыва вязкостью менее 35 мПа×с, длина горизонтальной части ствола скважин составляет 1600 м и более, количество портов МСГРП 12 ед. и более, удельное количество расклинивающего материала до 20 тонн на порт. В качестве расклинивающего материала используют облегченные проппанты с насыпной массой менее 1400 кг/м3, а закачку вытесняющего агента с целью поддержания пластового давления осуществляют при забойном давлении, не превышающем давление повторного разрыва пласта, что позволяет контролировать развитие трещин в условиях легко рвущейся покрышки с целью исключения соединения основного пласта с вышележащим водоносным горизонтом. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов. Технический результат - повышение отбора нефти из нефтяной залежи. По способу осуществляют выбор объектов для воздействия на пласт и увеличения коэффициента нефтеотдачи. Проводят лабораторные исследования нефти и газа выбранных объектов для определения условий, обеспечивающих эффективное вытеснение из породы пласта-коллектора нефти газом. Определяют предельно допустимые в процессе перепуска газа в нефтяную залежь значения пластового давления на водонефтяном контакте и величины газового фактора нефти, отбираемой из нефтяной залежи в зоне воздействия на пласт перепускаемым газом. Перепуск в нефтяной пласт из газонасыщенного пласта или газовой шапки газа осуществляют в циклическом режиме. Продолжительность цикла перепуска газа в нефтенасыщенную залежь устанавливают на основе регулярно измеряемых значений текущих величин пластового давления на границе водонефтяного контакта, которые должны быть не выше значений давления контактирующей с нефтяной залежью пластовой воды, а величина газового фактора - соответствующей условиям работы нефтяных добывающих скважин без прорыва в них перепускаемого в нефтяную залежь газа. Следят за изменением газового фактора по всем добывающим скважинам и при прорыве в них газа, перепускаемого в нефтяную залежь, дебит добывающих скважин регулируют или эти скважины временно останавливают. Следят за изменением пластового давления или за уровнями жидкости в зоне, близкой к текущему водонефтяному контакту, и при достижении значений, близких к давлению в водоносной зоне, изменяют режим перепуска газа или временно прекращают перепуск. 1 пр., 2 ил.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт. Техническим результатом является обеспечение проведения измерения дисперсности водогазовой смеси как для прозрачной, так и для непрозрачной дисперсионной среды. Способ включает получение водогазовой смеси под повышенным давлением, отбор пробы водогазовой смеси и перевод ее в измерительную емкость при том же давлении. Перед проведением измерения определяется объем измерительной емкости, а в процессе измерения непрерывно регистрируется изменение давления свободного газа внутри измерительной емкости и объем свободного газа, соответствующее ему приращение объема свободного газа, определятся общее количество газа, содержащегося в отобранной пробе, затем определяется зависимость ΔР от объема свободного газа в емкости, которая затем пересчитывается в зависимость изменения давления (ΔР) от относительной доли текущего значения массы свободного газа miг/mг, где mг - общее количество газа mг, содержащегося в отобранной пробе, miг - текущее значение массы свободного газа, далее определятся радиус газовых пузырьков, содержащихся в доле текущего значения массы свободного газа по формуле: r i = 2 σ Δ P i ,  где σ - межфазное натяжение, и вычисляется функция распределения радиуса пузырьков. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Среди добывающих скважин выбирают наиболее продуктивную скважину. В этой скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность. При достижении предельного значения весовой обводненности и с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме. Вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины. При этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси. При достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтекерогеносодержащих месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх