Патенты автора Маганов Наиль Ульфатович (RU)
Настоящее изобретение относится к способам химической переработки полимерных отходов в жидкие продукты. Способ заключается в измельчении полимерных отходов, их плавлении, смешении с органическим растворителем в массовом соотношении 1:9-4:1, гидроконверсии с водородсодержащим газом в присутствии суспензии дисперсного катализатора и сепарации продуктов гидроконверсии с получением различных фракций. В качестве полимерных отходов используется смесь полиэтиленов высокого и низкого давления и полипропилена. Органический растворитель представляет собой остатки атмосферной или вакуумной перегонки нефти либо остаток атмосферно-вакуумной дистилляции гидрогенизата, получаемого в сларри-процессе. Растворитель также содержит суспензию наноразмерных частиц MoS2 с размером 50-650 нм. Гидроконверсию проводят при 400-445°С и давлении 3-10 МПа в течение 1-3 ч. Содержание катализатора в реакционной зоне в пересчете на молибден составляет 0,05-0,2% мас. Расход водородсодержащего газа составляет 500 нм3 на 1 т смеси полимерных отходов. Изобретение позволяет улучшить показатели гидроконверсии, такие как время процесса и доля перерабатываемых полимерных материалов, при уменьшении необходимого давления до 3-10 МПа, а также уменьшить необходимое количество катализатора, кроме того, приводит к повышению рентабельности способа, снижению энергозатрат и затрат, связанных с применением спецоборудования. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 9 пр.
Топливо и способ его приготовления // 2782059
Изобретение относится к нефтепереработке. Предложено топливо, включающее в себя продукт каталитического крекинга текучей среды, содержащей топливную смесь, состоящую из 93-99,95 мас.% материала нефтяной фракции и 0,05-7 мас.% материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, состоящего из продукта измельчения и некаталитической термической обработки углеродсодержащей массы, содержащей целлюлозную биомассу, с превращением по меньшей мере 60 мас.% этой массы в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, имеющее углеродсодержание по меньшей мере 40 мас.% на сухую основу и содержание воды в интервале 10-40 мас.%, при этом необогащенное возобновляемое нефтяное топливо получено из углеродсодержащей массы, включающей 90-50 мас.% целлюлозной биомассы и 10-50 мас.% резиновой крошки и/или отходов полимеров. Также предложен способ получения топлива. Технический результат заключается в расширении арсенала топлив. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к области промышленного получения разветвленных углеводородов с однородной молекулярной структурой, представляющих собой олигомеры децена-1. Изобретение также относится к способу получения основ полиальфаолефиновых моторных масел. Способ каталитической олигомеризации децена-1 осуществляют в присутствии катализатора общей формулы I, где R1, R2, R3, R4=Н, Me, iPr, tBu, активированного триизобутилалюминием и тетракис(пентафторфенил)боратом. Олигомеризацию проводят со ступенчатым снижением температуры в интервале 105-70°С с шагом не менее 3°С. Способ получения основы полиальфаолефиновых моторных масел включает следующие стадии: a. каталитическая олигомеризация децена-1; b. каталитическое гидрирование олигомеров децена 1, полученных на стадии а. Техническим результатом, обеспечиваемым настоящим изобретением, является высокий суммарный выход целевых структурно однородных олигомерных фракций (С30+) альфа-олефинов и, соответственно, пониженный выход побочных продуктов. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 табл., 12 пр.формула I
Изобретение относится к области химической технологии и цветной металлургии и может быть использовано для извлечения ванадия из золы сжигания нефтяного кокса. Проводят выщелачивание золы сжигания нефтяного кокса и последующее извлечение ванадия из продуктивного раствора. При этом выщелачивание проводят раствором серной кислоты с концентрацией от 20 до 50 г/л при температуре от 20 до 50°С в течение 2 ч, в процессе выщелачивания добавляют сульфит натрия, или сульфит кальция, или сульфит аммония в количестве 80-140 % по сульфит-иону от содержания ванадия в золе. Извлечение ванадия из продуктивного раствора проводят осаждением гидроксида ванадия (+4) в процессе нейтрализации полученного раствора кальцинированной или каустической содой до pH 6-8. Способ обеспечивает высокую степень извлечения ванадия в раствор как из бедной, так и из богатой по ванадию золы, повышение производительности способа и снижение энергетических и материальных затрат. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 7 пр.
Способ непрерывного получения сложных эфиров дикарбоновых кислот и установка для его осуществления // 2777982
Изобретение относится к области органической химии, а именно к способам и устройствам для непрерывного получения сложных эфиров дикарбоновых кислот, и может быть использовано для получения сложных эфиров дикарбоновых кислот из растительных масел. Способ непрерывного получения сложных эфиров дикарбоновых кислот включает этерификацию дикарбоновых кислот в реакторе с последующим выделением целевого продукта. Предварительно исходные компоненты перемешивают в механическом смесителе и направляют насосом высокого давления на этерификацию, процесс этерификации осуществляют в проточном реакторе змеевикового типа при температуре 339,8°С и выше, затем полученные продукты реакции подают в конденсатор на охлаждение, охлажденные продукты реакции направляют в две емкости для сбора и разделения продуктов реакции с возможностью попеременного заполнения продуктами реакции из конденсатора, а линию вывода продуктов реакции из конденсатора обвязывают с механическим смесителем. Установка непрерывного получения сложных эфиров дикарбоновых кислот содержит последовательно расположенные реактор и конденсатор. Установка дополнительно содержит последовательно расположенные механический смеситель и насос высокого давления, реактор выполнен в виде проточного реактора змеевикового типа, а на участке после конденсатора установка снабжена двумя емкостями, оснащенными вентилями, с возможностью попеременного заполнения продуктами реакции по линии отвода из конденсатора, при этом линия отвода продуктов реакции из конденсатора сообщена с механическим смесителем. Технической задачей является разработка способа и установки получения сложных эфиров дикарбоновых кислот, которые позволяют получать сложные эфиры дикарбоновых кислот без применения катализатора в непрерывном режиме, упрощение способа, а также процесса эксплуатации и обслуживания установки, повышение качества получаемой продукции и производительности. Предлагаемые способ и установка позволяют проводить непрерывный процесс получения сложных эфиров дикарбоновых кислот без использования катализатора. Предлагаемая установка является простой, высокопроизводительной, при этом имеет небольшие габариты, что облегчает ее эксплуатацию и обслуживание. Предлагаемый способ обеспечивает устойчивость режимов проведения процесса этерификации и, как следствие, более высокое качество продукции, а также позволяет повысить производительность оборудования. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 4 пр.
Изобретение относится к автоматизированной системе управления технологическими процессами. Технический результат заключается в повышении надежности системы управления технологическими процессами. Система содержит измерительный блок, состоящий из основных модулей, получающих информацию с набора соответствующих основных датчиков, функционально соединенных с подконтрольным оборудованием, и направляющих переработанную информацию с применением программного обеспечения нижнего уровня в блок мониторинга, состоящий из диагностических контроллеров – основных процессоров, перерабатывающих полученную от соответствующих модулей измерительного блока информацию для произведения при помощи программного обеспечения верхнего уровня вычисления диагностических признаков, оценки технического состояния, диагностического анализа различных комбинаций подконтрольного оборудования и соответствия его технологическому процессу, заложенному в блок управления интегрирующего и анализирующего полученную информацию от процессоров блока мониторинга, а также выполненного с возможностью генерации управляющих сигналов для регулировки технологического процесса в пределах допустимых параметров, заложенных в него, при этом любой из процессоров выполнен с возможностью при выходе данных из требуемых параметров формирования предписаний техническому персоналу с помощью экспертного модуля с набором правил и генерирования сигнала для ручных пунктов управления через блок обработки и сетевую распределенную архитектуру для визуального отображения, обеспечивающий на диагностической станции системы генерацию графических представлений контролируемых параметров, их производных величин и диагностических признаков, при этом система дополнительно оснащена как минимум одним распределителем питания, оборудованным блоками бесперебойного питания и/или генераторами постоянного и/или переменного тока, для электрического питания из электрической сети элементов системы, причем распределитель питания выполнен с возможностью автоматического переключения на элементы бесперебойного питания и/или запуска в работу генераторов тока при отключении электрического питания из сети, а основные измерительный блок, блок мониторинга снабжены дублирующими датчиками, модулями измерения и процессорами соответственно, для мониторинга работоспособности работающих датчиков, модулей измерения и процессоров при периодическом переключении на дублирующие элементы, при этом блок управления выполнен с возможностью после переключения на дублирующие элементы выполнять сравнение показаний работающих и дублирующих датчиков, модулей и процессоров на соответствие друг другу в рамках допустимой погрешности этих элементов, а также с возможностью оценки технологически связанных с этими данными измерений других датчиков, модулей и процессоров, которые прошли проверку переключением, и, в случае их расхождения с измерениями работающих датчиков, модулей и процессоров, отключения работающих датчиков, модулей и процессоров, с включением в работу дублирующих датчиков, модулей и процессоров. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к способам замедленного коксования нефтяных остатков и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Данное изобретение касается способа замедленного коксования нефтяных остатков, который включает предварительный нагрев исходного сырья, смешение его с разбавителем и вторичный нагрев смеси до температуры коксования. Предварительный нагрев исходного сырья осуществляют в блоке теплообменников. После нагрева исходного сырья до температуры 195-250°С в поток сырья добавляют 1-5% углеводородов с плотностью 800-950 кг/м3 из закрытой системы продувки на исходное сырье. На выходе из блока теплообменников поток смеси смешивают с разбавителем в количестве 2-20 % на исходное сырье, в качестве которого применяют газойль зоны промывки. Далее нагретую до температуры 280-330°С смесь направляют в нижнюю часть ректификационной колонны, из ректификационной колонны смесь направляют в печь для вторичного нагрева до температуры 485-500°С, осуществляют регулирование температуры в печи и контроль температуры смеси на выходе из печи. Нагретую смесь подают в реактор, при этом пары от реактора, охлажденные до температуры 400-420°С путем подачи квенча, направляют в зону ректификационной колонны, которая находится выше зоны подачи исходной смеси. В данном способе в качестве нефтяных остатков применяют гудрон или смесь гудрона с вакуум-отогнанным остатком висбрекинга. Предлагаемый способ замедленного коксования нефтяных остатков позволяет снизить энергозатраты, расширить сырьевые ресурсы, используемые в процессе коксования, а также увеличить межремонтный период установки замедленного коксования нефтяных остатков. 13 пр., 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области транспортного машиностроения. Грузовое устройство для перевозки жидких, твердых и/или сыпучих грузов включает раму с механизмом сцепки с автомобилем, контейнеровозную площадку, колесную подвеску, наружный корпус, имеющий форму прямоугольного грузового контейнера. Внутреннее пространство корпуса разделено листом по горизонтали с размещением в нижнем грузовом отсеке многоразовой цистерны. Контейнеровозная площадка изготовлена многоуровневой. Низ цистерны в продольном направлении повторяет контур контейнеровозной площадки. Верх в продольном направлении выполнен ровным с технологическим люком для осмотра и обслуживания цистерны. Лист над нижним грузовым отсеком оснащен технологическим закрывающимся окном для доступа технологическому люку. Ширина цистерны изготовлена в 1,5 раза больше высоты цистерны. Центр тяжести цистерны после фиксации на раме смещен относительно ее вертикальной плоскости, проходящей через продольную ось, не более чем на 20 см. Достигается повышение безопасности перевозки грузов за счет снижения центра тяжести цистерны. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.
УСТЬЕВОЙ СКВАЖИННЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ДОМКРАТ // 2681138
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту скважин. Устьевой скважинный гидравлический домкрат включает вертикальные силовые цилиндры, оснащенные штуцерами для подачи рабочей жидкости в полость цилиндров, вставленные в цилиндры поршни со штоками, верхнее и нижнее основания, которые жестко соединены с соответствующими цилиндрами и штоками, верхний и нижний захваты. Штоки направлены вниз и соединены с нижним основанием, а цилиндры, надетые сверху на поршни вверх дном, - с верхним основанием. Снизу нижнего основания могут быть шарнирно установлены рычаги с соответствующими закрепленными шарнирно подковообразными упорами, соединяемыми между собой с возможностью охвата в рабочем положении эксплуатационной колонны скважины, при этом нижний захват установлен сверху на устьевом фланце. Подковообразные упоры могут быть изнутри оснащены сменными вкладышами для обеспечения возможности охвата в рабочем положении эксплуатационной колонны скважины разного диаметра. Предлагаемый гидравлический домкрат имеет простую конструкцию, благодаря низкому размещению верхнего захвата позволяет легко работать с ним. Благодаря упору его в устьевую муфту позволяет оторвать от устьевого фланца «прикипевший» трубодержатель вместе с колонной труб. 1 ил.
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДИВИНИЛА // 2669561
Изобретение раскрывает способ получения дивинила путем превращения кислородсодержащего органического вещества при повышенной температуре в присутствии катализатора, включающего оксид цинка ZnO, оксид калия K2O, оксид магния MgO и γ-оксид алюминия γ-Al2O3, характеризующийся тем, что в качестве органического вещества используют диметиловый эфир ДМЭ, или смесь ДМЭ с метанолом, или смеси ДМЭ с метанолом и водой с использованием разбавителя при мольном отношении разбавитель : кислородсодержащее органическое вещество = 0-10:1, применением в качестве разбавителя азота или синтез-газа или водяного пара, превращение проводят при температуре 370-420°C в присутствии предварительно активированного катализатора следующего состава, мас.%:
ZnO
20-24
MgO
4-6
K2O
0,15-0,30
γ-Al2O3
остальное
Технический результат - расширение сырьевой базы для производства дивинила, использование диметилового эфира, производимого из альтернативных источников углеродсодержащего сырья, для нефтехимического синтеза. 2 з.п. ф-лы, 38 пр.
Группа изобретений относится к способу соединения и разъединения труб для добычи битуминозной нефти и устройству для лазерной стыковой сварки и резки труб. Техническим результатом является повышение надежности колонны труб при закачке теплоносителя. Способ соединения и разъединения труб для добычи битуминозной нефти включает спуск труб в скважину с соединением лазерной сваркой и подъем труб с разъединением лазерной резкой за один оборот вокруг места соединения. При этом применяют трубы из низкоуглеродистой стали. Трубы оснащены по верхнему краю кольцевыми упорами, позволяющими при взаимодействии с устьевым оборудованием взаимодействовать лазерной сваркой и резкой так, чтобы луч лазера сварки или резки располагался в зоне стыка труб при вращении вокруг свариваемых или разрезаемых труб. При спуске в скважину первую стыкуемую трубу фиксируют устьевым оборудованием от осевого перемещения и поворота, ограничивая вылет из скважины ее кольцевым упором. Вторую трубу стыкуют торец в торец с первой трубой. После этого область стыка охватывают устройством лазерной сварки, ориентируясь на упор первой трубы, с возможностью вращения со скоростью, позволяющей качественно и герметично сварить стыкуемые трубы. При первом вращении устройства лазерной сварки производят контроль расположения стыка. При втором вращении сваривают лазером стык труб, после чего производят обследование качества сварного шва. Трубы спускают и вторую трубу фиксируют благодаря ее кольцевому упору в устьевом оборудовании. Процесс сварки труб повторяют до спуска всех свариваемых труб в скважину. При извлечении из скважины труб первую с края трубу извлекают, а вторую фиксируют устьевым оборудованием от осевого перемещения и поворота, ограничивая вылет из скважины ее кольцевым упором. После этого область стыка охватывают устройством лазерной резки, ориентируясь на упор второй трубы, с возможностью вращения со скоростью, позволяющей качественно разрезать стыкуемые трубы. При вращении устройства лазерной резки разрезают лазером трубы. Первую трубу отправляют на стеллажи для труб, а вторую извлекают из скважины. Фиксируют следующую трубу в устьевом оборудовании. Процесс резки труб повторяют до извлечения необходимого количества труб из скважины. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
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 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.
Способ разработки нефтематеринских отложений // 2612063
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.
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 способу получения полиолефиновых основ синтетических масел путем катионной олигомеризации олефинового сырья и может быть использовано в нефтехимической промышленности
