Патенты автора Назимов Нафис Анасович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам первичного вскрытия скважинами продуктивных пластов с промывкой при переменном давлении. Способ включает бурение скважины и воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии». Режимы «депрессии» и «репрессии» на пласт осуществляют при остановке бурения во время интенсивного поглощения пластом бурового раствора, применяемого при бурении без использования кольматирующих веществ. «Депрессию» вызывают подъемом бурильного инструмента на колонне буровых труб для снижения уровня жидкости, а «репрессию» - спуском бурильного инструмента на колонне буровых труб после восстановления уровня жидкости и долива жидкости в скважину для повышения уровня жидкости выше как минимум 50 м, после чего режимы «депрессии» и «репрессии» аналогичным способом повторяют до наступления «режима насыщения», уменьшения поглощения жидкости пластом до допустимых для продолжения бурения значений. Периодически воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии» повторяют после увеличения приемистости этого пласта до интенсивного поглощения борового раствора, исключающего эффективное вымывание разрушаемой долотом породы на поверхность. Обеспечивается углубление бурением ствола скважины без кольматации вскрытого продуктивного пласта, снижаются временные затраты.
Изобретение относится к фармацевтической промышленности, а именно к способу приготовления лечебного средства для наружного применения. Способ приготовления лечебного средства для наружного применения, включающий подачу холодной, горячей питьевой воды и лечебной воды по трубопроводам через смесители в резервуар для получения необходимого лечебного раствора с необходимой температурой, характеризующийся тем, что питьевую воду, минеральные соли, нафталанскую нефть и/или парафины получают из продукции скважины, добывающей сверхвязкую нефть методом паро-гравитационного воздействия - ПГВ, лечебную воду получают путем смешения необходимых для получения нужной концентрации ингредиентов минеральных солей, нефти нафталанской и/или парафины с горячей питьевой водой, которую нагревают в теплообменнике за счет нагрева части питьевой воды при утилизации тепла продукции скважины, а смешение горячей воды с холодной питьевой водой осуществляют перед подачей в резервуар в смесителе - струйном насосе, причем при утилизации тепла в теплообменнике продукцию скважины прокачивают со скоростью, обеспечивающей турбулентный поток для исключения осаждения на стенки парафина и фракций нефти, а воду в теплообменнике нагревают до 40°-60°С для уменьшения образования солей, не растворимых в воде. Вышеописанный способ позволяет упростить и удешевить процесс за счет использования в качестве основы природные продукты, получаемые из продукции скважин, добывающих сверхвязкую нефть, и утилизации тепла этой продукции для нагрева воды для лечебных средств.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - использование бокового горизонтального ствола, строящегося из уже существующей скважины, сокращение расхода компонентов бинарной смеси. Способ закачки бинарных смесей в пласт включает определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство скважины с горизонтальным стволом. Из указанной скважины производят строительство второго бокового горизонтального ствола, располагаемого в пласте выше первого горизонтального ствола, на расстоянии, обеспечивающем гидравлическое сообщение стволов. Горизонтальные стволы разобщают с расположением в скважине оборудования для одновременно раздельной эксплуатации. Определяют плотности компонентов бинарной смеси. Сначала закачивают менее плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрата аммония через нижний горизонтальный ствол скважины, продавливают буферной жидкостью со снижением уровня жидкости откачкой в боковом верхнем горизонтальном стволе ниже пластового давления. Затем в боковом верхнем горизонтальном стволе поднимают давление закачкой буферной жидкости по затрубью лифтовых труб и осуществляют технологическую выдержку. Затем закачивают более плотный компонент бинарной смеси – водный раствор нитрита щелочного металла через боковой верхний горизонтальный ствол скважины под давлением, обеспечивающим гравитационное стекание вниз как минимум 60 об.% второго компонента под действием силы тяжести до достижения требуемого интервала между горизонтальными стволами. Затем в нижнем горизонтальном стволе скважины поднимают давление закачкой буферной жидкости по лифтовой трубе в пласт и осуществляют технологическую выдержку. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) плотного и слабопроницаемого пласта (в том числе пласта с битуминозной нефтью) в межскважинном пространстве. Техническим результатом является создание способа интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, позволяющего расширить область применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на межскважинную зону пласта, обеспечение вывода из призабойной зоны пласта тяжелых фракций нефти. Предложен способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта, включающий строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон осуществляют закачку жидкости с натрийсодержащими элементами в пласт с выделением продуктов химической реакции. При этом жидкость с натрийсодержащими элементами используют в качестве жидкости разрыва для гидроразрыва пласта с получением трещин, в которые закачивают расклинивающий агент. Причем жидкость с натрийсодержащими элементами представляет собой суспензию, состоящую из жидкой химически нейтральной основы без содержания воды и 0,5-10 % металлического натрия, измельчённого до нанодисперсного состояния. При этом основным продуктом реакции натрия с последующей закаченной или пластовой водой является водород, образующийся при реакции с выделением теплоты для прогрева призабойной зоны пласта как минимум до 60°. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для эксплуатации обводненных нефтяных скважин с неустойчивым уровнем жидкости. Скважинная насосная установка включает центробежный насос с электродвигателем и наружным корпусом, лифтовую колонну для подъема продукции и поплавок. Поплавок жестко соединен с корпусом насоса для перемещения насоса в зависимости от уровня жидкости в скважине. Как минимум нижняя часть лифтовой колонны выполнена с возможностью перемещения вверх-вниз вместе с корпусом насоса. Как минимум нижняя часть кабеля изготовлена спиральной, чтобы исключить провисания кабеля при перемещении насоса. Предлагаемая скважинная насосная установка позволяет упростить конструкцию и расширить область применения за счет исключения противовесов с гибкой тягой на устье и оснащения нижней части лифтовой колонны для подъема продукции изменяющейся по длине трубой, возможности работы в глубоких скважинах с изменяемым уровнем жидкости, а также использования как минимум в нижней части спирального питающего кабеля, позволяющего свободно перемещаться насосу вверх-вниз за счет прикрепленного к корпусу поплавка в пределах нижней части лифтовой колонны без провисания. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве при помощи стимулирующих компонентов и гидроразрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является расширение области применения за счет увеличения охвата при помощи ГРП воздействия на призабойную и межскважинную зоны пласта. Предложен способ интенсификации добычи нефти из пласта, включающий строительство добывающих и нагнетательных скважин по заданной схеме в продуктивный пласт, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции пласта из добывающих скважин, последовательную закачку через выбранную скважину для увеличения фильтрационно-емкостных свойств призабойной и межскважинной зон пласта натрийсодержащих элементов и агента реакции с натрийсодержащими элементами с продавкой в пласт с выделением продуктов химической реакции. При этом перед закачкой производят гидроразрыв пласта с получением трещин, в которые закачивают натрийсодержащие элементы, состоящие из проппанта и 10–35 % металлического натрия, заключённого в кислоторастворимую защитную оболочку. Защитная оболочка имеет разную толщину для увеличения времени реакции, а в качестве агента реакции применяют водный раствор кислоты в объемах и концентрации, достаточной для растворения защитной оболочки, продуктами реакции является водород, выделяющийся с выделением теплоты при реакции металлического натрия с водой, находящейся в пласте. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких интервалов скважины, отличающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Способ включает спуск в скважину на колонне труб пакеров, разделяющих интервалы закачки жидкости, и устройств распределения закачки, располагаемых напротив интервалов закачки жидкости, проведение геофизических и/или гидродинамических исследований и сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями. При этом перед спуском проводят геофизические и/или гидродинамические исследования для определения фильтрационно-емкостных свойств интервалов закачки и сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями проводят на основе исследований и статистического анализа работы нагнетательных скважин, работающих в аналогичных условиях, устройства распределения закачки изготавливают в виде патрубков, проходное сечение которых выполнено соотносимого друг с другом диаметра для уменьшения гидродинамических потерь, с отверстиями в их стенках необходимого диаметра и/или количества, обеспечивающих на основе гидродинамических расчетов и/или эмпирическим путем необходимые объем и давление закачки в соответствующий интервал закачки. Предлагаемый способ позволяет малым количеством простых технологических операций добиться эффективного распределения закачиваемой жидкости по интервалам закачки, разделенными пакерами, за счет предварительного определения фильтрационно-емкостных свойств этих интервалов и снабжения перед спуском колонны труб патрубками с необходимыми гидродинамическими сопротивлениями для соответствующих интервалов закачки. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к способам интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой включает строительство скважины с цементированием обсадной колонны. Проводят вторичное вскрытие обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части, с последующим определением пластовых давлений. Проводят вскрытие нижней части напротив водоносной зоны пласта. Разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне. Спускают колонны лифтовых труб с насосом, располагающимся выше пакера. Спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере. Осуществляют вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта. Закачивают в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологическую жидкость. Скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою, с зенитным углом скважины, обеспечивающим расстояние между вскрытиями в верхней и нижней частях, что исключает между ними перетоки технологической жидкости. В качестве технологической жидкости выбирают вытесняющий агент, химически нейтральный к воде и продукции пласта, что исключает кольматацию пласта. Объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта. Технический результат заключается в интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включая пласты с толщинами менее 50 метров. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений нефти с перетоками воды и/или нефти из разных уровней. Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти в продуктивном пласте, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин. Проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению перетока воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами. При строительстве скважин залежи отбирают керны. Исследованиями кернов из выбранных скважин, находящихся на участке обводнения, в лабораторных условиях определяют интервал необходимых давлений и времени такого воздействия, при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта. Гидродинамическими расчетами определяют интервал давлений и время воздействия для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением, в каждой из выбранных скважины производят интенсивный отбор пластовой жидкости в соответствии с расчетными интервалами давлений с последующей выдержкой времени для воздействия необходимым давлением для обеспечения ликвидации трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, без ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта. После чего нагнетательные скважины переводят под закачку воды, а добывающие – под отбор нефти. Технический результат заключается в упрощении способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками за счёт ликвидации перетоков из одного пласта в другой при помощи только гидродинамического воздействия.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами при вытеснении водой. Техническим результатом является расширение области применения за счет обеспечения возможности добычи также легкой нефти и повысить эффективность реализации способа за счет расположения соответствующих непроницаемых экранов между верхней скважиной и кровлей, а также между нижней скважиной и подошвой. Предложен способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами, включающий бурение в продуктивном пласте залежи горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин, анализом кернов определяют давление нарушения целостности кровли пласта, производят предварительное воздействие давлением ниже давления нарушения целостности кровли, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Верхнюю добывающую скважину бурят ближе к кровле пласта и выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а нижнюю нагнетательную скважину - ближе к подошве пласта и ниже уровня ВНК. Анализом кернов также определяют давление нарушения целостности подошвы пласта, сравнивают давления нарушения целостности кровли и подошвы пласта, определяя наименьшее. Вторичное вскрытие скважин производят при помощи направленного вскрытия, причем верхнюю скважину вскрывают по направлению к кровле, а нижнюю - к подошве. Для предварительного воздействия производят повышение давления в удаленной от кровли или подошвы пласта скважине с наименьшим давлением нарушения целостности до давления на 5-10% меньше наименьшего давления нарушения целостности кровли или подошвы. После чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого первого экрана между этой скважиной и кровлей или подошвой пласта. После технологической выдержки, достаточной для упрочнения экрана, производят повышение давления удаленной от подошвы или кровли пласта скважине до давления на 5-10% меньше давления нарушения целостности подошвы или кровли. После чего производят закачку изолирующего состава в другой скважине для образования непроницаемого второго экрана между этой скважиной и подошвой или кровлей пласта. После технологической выдержки, достаточной для упрочнения второго экрана, производят дополнительное вторичное вскрытие обоих горизонтальных стволов для увеличения площади фильтрации. В качестве вытесняющего агента применяют пресную или минерализованную воду, закачиваемую через нагнетательную скважину с давлением, не превосходящим наименьшего давления разрушения кровли или пласта за пределами соответствующего экрана. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из продуктивных низкопроницаемых пластов. Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта включает подбор параметров микроволнового воздействия индивидуально для каждой скважины, предварительную обработку гидравлическим воздействием скважины для создания микротрещин в пласте по всей длине горизонтальной скважины, последующее размещение на постоянной основе в горизонтальной скважине скважинного прибора с как минимум одним микроволновым излучателем для нагрева нефтяного пласта, соединенного с наземным блоком питания и управления посредством шлангокабеля. Осуществляют нагрев пласта обработкой микроволнами посредством скважинного прибора. Скважинный прибор перемещают вдоль горизонтальной скважины в прямом и обратном направлении, извлекают нефть из скважины с помощью насоса. Предварительную обработку пласта осуществляют в виде многостадийного гидравлического разрыва пласта с закачкой в образующиеся трещины расклинивающего и пропускающего через себя продукцию пласта материала с металлосодержащими наночастицами, нагревающегося при определенной частоте, которую и выбирают в качестве параметров для микроволнового воздействия на пласт с общей мощностью излучателей не менее 90 кВт. Насос для извлечения нефти также спускают в скважину со скважинным прибором. Предлагаемый способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта позволяет расширить его функциональные возможности, чтобы применять его для добычи в том числе и легкой нефти из низкопроницаемых пластов, снизить материальные затраты за счет использования для прогрева и добычи одной горизонтальной скважины и эффективно прогревать пласт для извлечения трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемого пласта за счет предварительных гидроразрывов пласта с закачкой расклинивающего материала с металлосодержащими наночастицами, нагревающегося при определенной частоте. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для закачки жидкости в верхний нефтеносный пласт из нижнего пласта скважины. Способ перекачки воды из нижнего пласта в верхний включает строительство скважины с нисходящим участком, вскрывающим верхний - нефтяной пласт и нижний - водоносный пласт, и восходящим наклонным участком, вскрывающим эти же пласты снизу вверх. После чего скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и производят перфорацию в трех местах пересечения скважины с пластами. Одну перфорацию производят в нисходящем участке, а две перфорации - в восходящем участке скважины, между которыми устанавливают пакер с коаксиально размещенным хвостовиком. Хвостовик герметично взаимодействует с выходом погружного глубинного насоса после его спуска на колонне труб в скважину. Восходящий участок соединяют с нисходящим участком криволинейным участком с минимально возможным радиусом кривизны для используемого при бурении оборудования. Криволинейный участок проводят при бурении в водоносном пласте или не ниже 5 м его подошвы. Эксплуатационную колонну перфорируют в нисходящем участке в месте пересечения скважины с водоносным пластом, а криволинейный участок, расположенный в водоносном пласте, перфорируют по всей длине. Предлагаемый способ перекачки воды из нижнего пласта в верхний позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности работы с небольшими по толщине пластами благодаря вскрытию их наклонными участками ствола скважины, обеспечивающими более длинный интервал размещения и, как следствие, перфорации в выбранных для вскрытия пластах, снизить материальные затраты за счет использования для работы только одного насоса и исключить большие не задействованные в работе участки ствола, располагаемые ниже нижнего пласта. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам выполнения изоляционного покрытия подземного нефтепровода и может быть использовано при его сооружении и ремонте для дальнейшего поиска подземного сооружения и обнаружения его утечек. Способ выполнения изоляционного покрытия подземного нефтепровода обеспечивает поиск и обнаружение утечек при его эксплуатации и заключается в монтаже герметичной оболочки. Герметичная оболочка включает контактирующие с нефтепроводом, с образованием кольцевого зазора, опорные элементы, расположенные равномерно по периметру нефтепровода. Также герметичная оболочка включает средства контроля, часть которых расположена в жестком углублении с перемычками под кабель электрического питания, который снабжен как минимум одним источником питания и влагозащитными источниками света, которые располагают между перемычками, при этом средства контроля выполнены в виде закрепленных на соответствующих опорных элементах световодов. Нижний конец световода располагают над соответствующим источником света, а верхний конец световода выводят через оболочку на поверхность над нефтепроводом, где соединяют этот конец световода с поверхностным маячком. Технический результат - повышение точности определения утечки подземного нефтепровода, а применение источников света и световодов с маячками позволяет определить расположение подземного нефтепровода. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в пласте на большом участке пласта с подошвенной водой за счет единовременного создания водоизоляционного экрана на всех скважинах данного участка перед началом их эксплуатации. Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой включает отбор нефти через добывающие скважины. Также способ включает закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источником обводнения которых является подошвенная вода. Также способ включает проведение работ по ограничению добычи избыточной воды с необходимым объёмом закачки водоизолирующих составов в водоносный интервал с подошвенной водой для получения водоизолирующего экрана. Способ включает исследования по определению участка пласта с подошвенной водой. Исследования производят на стадии разведки. После проведения исследований участок пласта разбуривают сетками скважин с определением в каждой скважине уровня водонефтяного контакта между нефтеносным интервалом и подошвенной водой. Осуществляют закачку водоизолирующего состава в водоносный интервал с подошвенной водой с интервалом закачки состава не менее 2 м для получения водоизолирующего экрана перед началом эксплуатации скважин и в объеме, обеспечивающем проникновение водоизолирующего состава как минимум на половину расстояния до соседней скважины. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин ведут с учетом сдвиговых давлений созданного водоизоляционного экрана для исключения его смещения и разрушения. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является создание простого в реализации способа, позволяющего надежно изолировать заколонные перетоки между водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами с сохранением проходного сечения скважины по всей длине. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон. Исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания. Спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером. Установку водонефтенабухающего пакера в интервале изоляции заколонных перетоков с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки. Определяют технологическое время, необходимое для спуска в скважину обсадной колонны и ее крепления, исходя из анализа затрачиваемого времени на подобные операции, проводимые на этом же месторождении. Компоновку, в которой в качестве колонны труб применяют обсадные колонны, спускают в скважину после ее разбуривания. Водонефтенабухающий пакер располагают снаружи обсадной колонны на адгезионный слой в необходимом интервале. Пакер снаружи покрывают защитным слоем, набухающим и растворяющимся в скважинной жидкости за технологическое время. Наружный диаметр пакера с защитным слоем изготавливают на 5-20 мм меньше диаметра разбуренной скважины в интервале изоляции.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, в частности для вовлечения в разработку слабопроницаемых зон пласта залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового ствола с входом на расстоянии от основного вертикального ствола, исключающим их гидродинамическую связь, инициацию образования трещин через боковой ствол в залежи, закачку вытесняющего агента и добычу продукции залежи. При этом вертикальные стволы бурят по любой из известных сеток вскрытия залежи с разделением на нагнетательные скважины для закачки вытесняющего агента и добывающие скважины для добычи продукции, определяют слабопроницаемые зоны залежи с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи. Проводку боковых стволов ведут в слабопроницаемые зоны из близлежащих скважин, в которых инициируют образование трещин в вскрытых зонах термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием с выравниванием проницаемости до средней проницаемости залежи и изоляцией бокового ствола. Предлагаемый способ позволяет выровнять проницаемость слабопроницаемой зоны со средней проницаемостью залежи для выравнивания фронта вытеснения и увеличения дренирования нефти и, как следствие, повысить КИН залежи. 2 з.п. ф-лы.
Способ включает строительство сетки добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Добывающие скважины, обводненность которых как минимум на 5% выше средней по залежи, отбирают для циклического отбора, а для циклической закачки отбирают нагнетательные скважины, которые исходя из гидродинамических и/или геофизических исследований оказывают прямое влияние на обводненность добываемой продукции из отобранных добывающих скважин. Период остановки закачки нагнетательных скважин зависит от режима работы в это время соответствующей им одной из отобранных добывающих скважин, для обеспечения во время остановки закачки отбором продукции - снижения давления в ней до лимитированного – на 5–10 % выше критического, вызывающего необратимые процессы в породе и пластовой жидкости. После чего отбор прекращают до получения первоначального постоянного давления после роста, которое фиксируют. Далее отбор как минимум один раз возобновляют до снижения давления до лимитированного с остановкой и восстановлением до постоянного давления, пока оно не станет как минимум на 30% ниже первоначального. После чего включают закачку в соответствующие нагнетательные скважины, возобновляют и отбор из добывающей скважины на первоначальном уровне до достижения обводненности продукции из добывающей скважины, равной как минимум на 5% выше средней по залежи. А циклы остановки закачки через нагнетательные скважины и отбора из соответствующей им добывающей скважины повторяют. Технический результат заключается в повышении извлечения продукции из низкопроницаемых пропластков залежи за счет только использования гидродинамического воздействия с использованием перетока продукции залежи из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей за счет выравнивания фронта вытеснения. Способ включает разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, строительство как минимум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины между рядами вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальной частью, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов. Горизонтальную часть дополнительной скважины располагают на расстоянии, составляющем от 20% до 60% расстояния от нагнетательных до добывающих скважин близлежащих рядов, причем суммарный объем закачиваемого вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами остается на том же уровне, что и до бурения дополнительных скважин. Давление в дополнительных скважинах поддерживают меньше, чем в близлежащих рядах нагнетательных скважин, но больше, чем в близлежащих рядах добывающих скважин. Обеспечивается стимуляция добычи нефти за счет выравнивания фронта вытеснения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке вытеснением водой многопластовых нефтяных и газовых залежей. Способ включает вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вторичным вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинным перетоком в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Компенсацию давления заводнением в продуктивном пласте производят за счет близлежащих нагнетательных скважин, не сообщающихся с нижним водоносным пластом. Вторичное вскрытие продуктивного пласта из нагнетательных скважин производят в нижней части не выше 1/3 толщины пласта и/или не выше уровня водонефтяного контакта для обеспечения вытеснения продукции и добычи из этого пласта добывающими скважинами с максимально рентабельным периодом работы по обводнению продукции. Перед пуском в работу внутри скважинного перетока воды нагнетательные скважины проверяют на эффективность воздействия на продуктивный пласт учетом объема перетекающей воды на естественном режиме в продуктивный пласт из водоносных пластов. По результатам - выделение высокоэффективных нагнетательных скважин, которые по отношения к низкоэффективным в два и более раз больше перепускают воды в продуктивный пласт и которые запускают в работу для внутрипластового перетока. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения нефти водой из продуктивного пласта. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промысловому оборудованию для сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. Система включает сборный трубопровод, идущий от добывающих скважин через групповые замерные установки, напорный трубопровод до установки подготовки нефти с сепарационной установкой через дожимную насосную станцию, эжектор, размещенный между сборным трубопроводом, сообщенным с камерой низкого давления эжектора, и напорным трубопроводом, сообщенным с выходом из эжектора. Вход эжектора оснащен для подачи воды напорной линией, которая соединена с системой поддержания пластового давления при помощи гребенки для отбора части воды, идущей к нагнетательным скважинам. Для поддержания работы эжектора в пределах максимальной эффективности сборный трубопровод могут дополнительно оснащать датчиком давления на входе в эжектор, снабженный байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления. Для контроля обводненности перекачиваемой продукции до и после эжектора сборный и напорный трубопроводы могут быть дополнительно оснащены соответствующими пробоотборниками. Предлагаемая система является простой и надёжной и позволяет эксплуатировать ее на удаленных месторождениях за счет использования для прокачивания через эжектор воды, частично отбираемой с системы поддержания пластового давления. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Система включает напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод. При этом как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивными погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности. Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин позволяет снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться для эффективной закачки бинарных смесей в продуктивный пласт. Предложен способ закачки бинарных смесей в пласт, включающий определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство минимум двух скважин с параллельными стволами в пласте и гидравлически сообщенных между собой, закачку отдельных компонентов бинарной смеси в соответствующие близлежащие скважины в направлении навстречу друг другу до их смешения между собой с получением бинарной смеси. При этом перед закачкой также определяют основное направление распространения трещин при гидроразрыве пласта. Стволы в пласте строят горизонтальные с направлением поперек основного направления распространения трещин в пласте, гидравлическое сообщение между скважинами обеспечивается гидроразрывами пласта в горизонтальных стволах скважины. После определения требуемого интервала закачки бинарного состава закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно. Сначала закачивают первый компонент через одну скважину, продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой во второй ниже пластового давления. Первый компонент закачивают до достижения по трещинам требуемого интервала пласта между стволами скважин, после чего во второй скважине поднимают давление для выдавливания первого компонента из трещин в пласт. После технологической выдержки, снижают уровень жидкости откачкой в первой скважине ниже пластового давления, а второй компонент закачивают через вторую скважину до достижения по трещинам требуемого интервала, после чего в первой скважине поднимают давление для выдавливания второго компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта. Предлагаемый способ закачки бинарных смесей в пласт позволяет более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин для эксплуатации продуктивного пласта. Способ включает спуск в обсадную колонну в требуемый интервал колонны труб, на конце которой расположен отклонитель, прорезание обсадной колонны, последовательное формирование по периметру обсадной колонны технологических каналов в продуктивном пласте необходимой длины при помощи гибкой трубы с герметично соединенным соплом на конце, через которые подают жидкость под давлением, последовательно при помощи поворота отклонителя формируя по периметру ряд технологических каналов, выполненных с возможностью установки в них на гибкой трубе фильтров, сообщенных между собой гибкими сочленениями. Нижний фильтр соединен с соплом жестко, а верхний - снаружи оборудован пакером, после формирования каждого технологического канала и ввода в него всех его фильтров с гибкими сочленениями пакером перекрывают кольцевое сечение между верхним фильтром и технологическим каналом, гибкую трубу отсоединяют от фильтров с гибкими сочленениями и с соплом и извлекают из скважины, затем гибкую трубу оснащают аналогичными фильтрами с гибкими сочленениями и с соплом и формируют следующий технологический канал. Отклонитель спускают в два этапа, на первом из которых на колонне труб с внутренним направляющим патрубком спускают якорное устройство, выполненное с возможностью фиксации ниже интервала вскрытия обсадной колонны, которое проводят для каждого канала перед каждым спуском гибкой трубы фрезерной головкой. Направляющий патрубок, герметично зафиксированный в колонне труб, оснащают четырьмя радиальными каналами, расположенными на одном уровне и совмещенными с радиальными каналами колонны труб, и продольными упорами. На втором этапе спускают на лифтовых трубах отклонитель до установки в направляющий патрубок до упора. При этом отклонитель изготавливают с двумя диаметрально противоположными выходами, герметично совмещаемыми в крайних положениях с парой радиальных каналов направляющей втулки, и двумя наружными продольными выборками, выполненными с возможностью взаимодействия с продольными упорами в крайних положениях при повороте на выбранный угол, после спуска лифтовые трубы поворачивают в одну из сторон до взаимодействия выборок с упорами направляющего патрубка, позволяя построить пару противоположно направленных каналов. После извлечения гибкой трубы лифтовые трубы поворачивают в другую сторону до упора для строительства пары каналов с фильтрами, которые перед спуском выше пакера оснащают цельной гибкой трубой на длину, исключающую взаимные перетоки между каналами. Цельную трубу снабжают как минимум одним пакером, устанавливаемым при входе в соответствующий канал после установки фильтра, и верхним цанговым фиксатором, исключающим затягивание фильтра в скважину при перепаде давлений. Перед спуском в скважину колонна труб в интервале отверстий снаружи снабжена набухающим под действием жидких реагентов пакером для герметизации пространства скважины снаружи колонны труб. 5 ил.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для увеличения отборов углеводородов из пласта с подошвенной водой при вытеснении водой. Способ разработки пласта с подошвенной водой включает строительство нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, проводку горизонтальных стволов, первый из которых – вблизи от водонефтяного контакта, а второй – в верхней части нефтенасыщенного пласта, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Первый горизонтальный ствол строят из нагнетательной скважины, с перфорацией для нагнетания, направленной вниз, а второй горизонтальный ствол добывающей скважины оснащают перфорационными отверстиями, направленными вверх. Объем отбора продукции из добывающих скважин поддерживают на уровне 80–90 % от объема закачки в нагнетательных скважинах. Технический результат состоит в упрощении строительства и реализации за счет строительства горизонтальных стволов из разных скважин, обеспечении отсутствия реагентной закачки для формирования водоизолирующего экрана и снижении обводненности продукции, постоянной эксплуатации всех горизонтальных стволов и осуществлении гидроизоляции за счет гидродинамического распределения потоков, приводящей, как следствие, к экономии материальных и технических ресурсов. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровой технике, и предназначено для контроля положения ствола горизонтальной скважины между кровлей и подошвой пласта - коллектора. Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении, включающий установленные в кожухе телесистемы два блока датчиков гамма-каротажа, один из которых выполнен направленным. Блоки датчиков гамма-каротажа расположены в измерительном гамма-модуле с каналом связи с блоком телесистемы и снабжены электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор. При этом выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы. Силовой выход телесистемы соединен с системой управления отклонителя режущей головки с забойным двигателем. Блоки датчиков выполнены направленными и расположены соответственно сверху и снизу диаметрально противоположно в кожухе телесистемы, установленного с возможностью вращения относительно статора забойного двигателя и оснащенного со стороны нижнего датчика утяжелителем для ориентации кожуха под действием гравитации. При этом отклонитель изготовлен в виде первого и второго расположенных на расстоянии 28-36 м жестко зафиксированных центраторов с расположенным между ними подвижным в продольном направлении центратором. Причем первый из жестко зафиксированных центраторов установлен на статоре в непосредственной близости от ротора, вращающего режущую головку. Система управления выполнена в виде цилиндрического корпуса, зафиксированного между первым и вторым центраторами с реверсивными электродвигателями, расположенными равномерно по периметру, продольные роторы которых выполнены полыми с внутренней резьбой для синхронного перемещения резьбовых толкателей, жестко соединенных с подвижным центратором для перемещения в диапазоне ± 1-2 м от начального положения. Электродвигатели через таймер времени соединены с телесистемой для получения управляющих сигналов. Начальное положение всех центраторов подбирают для горизонтального бурения. Предлагаемое устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении позволяет просто, стабильно и точно определять расположение кровли и подошвы пласта при бурении, регулируя направление ствола в автоматическом режиме. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способами определения областей пласта с различной проницаемостью. Заявленный способ определения трещинной пористости пород включает формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинную пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментальное определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных. Инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах. Определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D, с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2. Для уточнения профиля зон с трещинной пористостью, как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны. Технический результат - повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин. Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающий оснащение скважины глубинными насосами, спуск в скважину связки синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню манометров, снятие кривых изменения перепадов давлений на манометрах для определения плотности продукции, из сопоставления которых с дебитом скважины определяют режим работы для глубинного насоса, позволяющий достигать максимального значения дебита нефти. Связку манометров располагают ниже насоса. При этом измерения проводят при работающем глубинном насосе, дополнительно оборудованном регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров и регулирующим из соотношения их показаний режим работы глубинного насоса в пределах, позволяющих достигать максимального значения дебита нефти. Предлагаемый способ позволяет проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине и в скважинах с высоким газовым фактором. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из обводившегося пласта или пласта с подошвенной водой. Техническим результатом является создание способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины, позволяющего сократить время отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта. Способ включает строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК. Выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7% обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку. Строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Осуществляют установкой ОРЭ отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящей среднюю по нефтяному участку. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней. Техническим результатом является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной. Добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии скважин. Способ включает бурение скважины в продуктивном пласте по восходящей или нисходящей траектории ствола, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, вторичное вскрытие пласта с различной плотностью перфорации, обеспечивающей равномерное распределение перепада давлений по всей длине восходящего или нисходящего участка скважины между пластом и внутрискважинным пространством. Восходящие или нисходящие окончания стволов в продуктивном пласте бурят под углом, исключающим для соответствующих окончаний стволов локальные нисходящие или восходящие участки. Эксплуатационную колонну устанавливают на всю длину скважины с последующим обсаживанием, а скважину используют и как нагнетательную. Перфорацию проводят после обсаживания скважины при помощи перфораторов или бесперфораторным способом с учетом выбранного интервала всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящим стволе скважины. Интервал всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящем окончании ствола скважины предпочтительнее располагать в зоне пласта с наименьшей проницаемостью. Расширяются функциональные возможности за счет реализации и в нагнетательных скважинах, достигается интенсификация добычи пластового флюида и приемистость рабочего агента при вторичном вскрытии скважин перфорацией для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Техническим результатом является упрощение строительства скважин. Способ включает строительство как минимум двух горизонтальных и/или наклонных скважин, каждая из которых снабжена нагнетательным и добывающим участками, расположенными на расстоянии, исключающем гидродинамическую связь, и разделенными проходным пакером. Нагнетательные и добывающие участки строят параллельными в плане в пределах одного пласта залежи для близлежащих скважин с обеспечением гидродинамической связи, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательный участок и отбор продукции из добывающего участка каждой скважины. Скважины строят без изменения азимутного угла по всей длине. Последующее вторичное вскрытие нагнетательных и добывающих участков производят с учетом точек нагнетания и отбора соответственно, обеспечивая для равномерного распределения фронта заводнения и отбора увеличением суммарной площади перфорационных отверстий в прямой зависимости от удаленности точки нагнетания рабочего агента и точки отбора продукции пласта соответственно. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Способ включает остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления. Согласно изобретению, при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %: где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,ρв - плотность пластовой воды, г/см3,ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qн по формуле в т/сут: где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи продукции из буровых скважин, а именно к способам усиленной добычи углеводородов методом циклического вытеснения водой. Решаемая задача заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин за счет одновременного использования стационарной закачки вытесняющего агента с циклическим режимом воздействия. Способ включает стационарную закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, извлечение нефти из добывающих скважин, фиксацию промысловых данных по работе каждой из скважин, определяющих начало ввода циклического режима закачки вытесняющего агента при увеличении обводненности продукции, при этом циклический режим закачки вводят, не прекращая режим стационарной закачки, верхний предел длительности периода цикла закачки определяют по формуле: ,а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют, исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачке определяют исходя из выражения: ,где Тцикл. - длительность периода цикла закачки, сек, R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м, χ - коэффициент пьезопроводности продуктивного пласта, см2/сек, δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, рад, ε - гидропроводность пласта, Дсм/сП, qmax - максимальная амплитуда дебита нефти, см3/сек, Ропт. - оптимальная амплитуда давления при циклической закачке, МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине. Кроме того, система дополнительно включает модуль расчета траектории и модуль контроля нарушений. Причем модуль расчета траектории включает блок расчета проекции траектории скважины, блок расчета плана траектории скважины, блок расчета 3D траектории скважины, а модуль контроля нарушений включает блок контроля сближений траекторий нагнетательной и добывающей скважин, блок контроля допуска и блок контроля сближений траекторий с соседними скважинами. При этом блок сбора и передачи данных односторонней связью соединен с блоком ввода данных. Блок ввода данных односторонней связью соединен с модулем загрузки. Модуль загрузки односторонней связью соединен с базой данных. Блок администрирования односторонней связью соединен с базой данных. База данных односторонней связью соединена с модулем расчета траектории. Модуль расчета траектории односторонней связью соединен с модулем контроля нарушений. Модуль контроля нарушений односторонней связью соединен с модулем визуализации. Модуль расчета траектории односторонней связью соединен с модулем визуализации. Технический результат изобретения заключается в визуализации траектории бурящейся скважины в предупреждение возможных инцидентов при проводке траектории скважины, формировании аналитического паспорта оборудования и оценке динамики изменения его технических параметров. 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 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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение выработки запасов нефти вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. В способе разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием выполняют бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной скважины. Выделяют по горизонтальному стволу интервалы продуктивного пласта, различающиеся по свойствам. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером. Разделяют интервалы продуктивного пласта пакером. Спускают в скважину насос, регулирующие устройства в виде электрических клапанов и манометры-термометры. Поднимают продукцию на поверхность насосом по внутритрубному пространству. Предварительно между интервалами продуктивного пласта устанавливают оборудование локального крепления скважины. В скважину спускают компоновку, состоящую из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем нижним электрическим клапаном для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, манометром-термометром для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, верхним электрическим клапаном для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, манометром-термометром для замера давления в затрубном пространстве, манометром-термометром для замера давления всасывания насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья скважины. Проводят освоение скважины в три этапа с отбором продукции по колонне насосно-компрессорных труб и затрубному пространству, только по колонне насосно-компрессорных труб и затем только по затрубному пространству. Анализируют результаты замеров дебитов и обводненности продукции. Эксплуатируют интервал скважины с меньшей обводненностью при остановке эксплуатации интервала с большей обводненностью при начальном повышенном дебите до снижения забойного давления и уровня жидкости ниже оптимального и при последующем рабочем дебите с поддержанием стабильным забойного давления. Скважину эксплуатируют до превышения обводненности продукции из эксплуатируемого интервала выше обводненности продукции из второго интервала. Затем эксплуатируют оба интервала одновременно и поддерживают обводненность обоих интервалов на одинаковом уровне. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при исследовании качества цементирования элементов конструкции скважины. Техническим результатом является повышение эффективности определения качества цементирования элементов конструкции скважины. Способ включает размещение на верхнем торце исследуемого элемента конструкции скважины датчиков излучателя и приемника акустических импульсов, акустически связанных с элементом, излучение акустических импульсов и регистрацию вторичных сигналов. После излучения и регистрации акустических импульсов перемещают датчики излучателя и приемника последовательно через каждые 90-60° по окружности изучаемого элемента скважины, устанавливают их диаметрально противоположно друг другу, формируют зондирующие акустические импульсы на двух частотах 2 кГц и 5 кГц, проводят запись отраженного сигнала на двух 3-х и 5-ти периодах Т и выполняют 4-6 замеров по окружности, интерпретацию результатов исследований ведут путем суммирования данных, полученных с применением двух рабочих частот 2 и 5 кГц и двух периодов 3 Т и 5 Т, выполняют построение развертки в 360° поверхности контакта элемента конструкции скважины колонна-цемент с получением картины сцепления цемента с колонной по всему периметру скважины и выделением вертикальных дефектных нарушений цемента. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью. Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью включает проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов. Исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, при проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж, дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокой пористостью и одновременно с повышенным отношением углерода к кислороду и симметричным пониженным отношением кальция к кремнию. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины. При осуществлении способа определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки. Повышается надежность и эффективность проводки скважины по пласту малой толщины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению уточняют характеристики пластов. Для этого по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи. Для этого на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважины на выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи, обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с одновременным или периодическим отбором жидкости и проведением измерений в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи

 


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