Патенты автора Ханнанов Рустэм Гусманович (RU)
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.
СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА С ОТКРЫТЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СТВОЛОМ СКВАЖИНЫ // 2570179
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины включает спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава. При этом закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения: где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3; Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3; a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; ρк - плотность кислотного состава, кг/м3; ρп - плотность породы, кг/м3. Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта. Техническим результатом является повышение точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта. Предложен способ определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта проводят расстановку сейсмических датчиков на дневной поверхности, регистрацию микросейсмических сигналов, обработку зарегистрированных сигналов. Расположение сейсмических датчиков производят на дневной поверхности в области скважины гидроразрыва, в которой отношение «интенсивность сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва» / «интенсивность сейсмического шума» является максимальным, расстояния между датчиками выбирают из набора значений L=λ(n+1/2), где L - расстояние между датчиками, λ - длина волны Релея рабочей частоты, n - неотрицательное целое число, таким образом, чтобы при используемом при мониторинге гидроразрыва количестве датчиков они образовывали кольцо вокруг скважины с наружным радиусом порядка глубины проводимого гидроразрыва, рабочую частоту выбирают из возможностей измерительной техники, а также предполагаемой доминантной частоты импульсов от трещины гидроразрыва пласта. Значение энергии сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва пласта в пункте наблюдения рассчитывают численным моделированием распространения сейсмических волн от источника в центре возможной зоны распространения трещин гидроразрыва. Значение энергии фонового шума замеряют на площади проведения работ сейсмическими датчиками до начала проведения работ ГРП в точке, наиболее удаленной от источников шума. Значение энергии шума от флота ГРП и других поверхностных источников сейсмического шума рассчитывают на основании замеров зависимости энергии шума от расстояния или исходя из предыдущих замеров энергии шума для условий, аналогичных исследуемой площади. Регистрируют микросейсмические данные во время проведения ГРП. Восстановление пространственного положения, времени и интенсивности сейсмических событий, сопровождающих формирование трещины гидроразрыва производят, используя метод максимума правдоподобия для восстановления характеристик сигнала при многоканальном приеме, для чего методом численного моделирования рассчитывают форму сигнала от микросейсмических событий в точках предполагаемой области гидроразрыва, располагаемых по дискретной сетке, с дискретностью, определяемой рабочей частотой, в узлах численной модели, соответствующих пунктам расстановки датчиков, считая каждый компонент датчика отдельным каналом. Восстанавливают плотность вероятности распределения шума для каждого канала аппроксимацией наблюденного вариационного ряда. Для каждого дискретного момента времени проведения гидроразрыва для каждой точки восстановления сигнала восстанавливают наиболее правдоподобную амплитуду сейсмической эмиссии. Производят финальную фильтрацию временных рядов в точках восстановления сигнала и пространственную интерполяцию накопленной энергии восстановленной сейсмической эмиссии с получением финальных карт распространения трещины ГРП. 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применен для разработки низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта. Способ включает проектирование и бурение горизонтальных скважин в пласте, ранее вскрытом вертикальными и/или наклонно-направленными скважинами, проведение в горизонтальных скважинах многократного гидравлического разрыва пласта и последующий отбор продукции. По геофизическим исследованиям в скважинах выявляют неоднородный по проницаемости нефтенасыщенный пласт, проницаемость которого меняется по толщине не менее чем в десять раз, при этом средняя проницаемость пласта по объему не превышает 2 мД, а каждый прослой неколлектора в пласте не превышает толщины в 2 м. В наиболее проницаемом прослое толщиной не менее 1 м проектируют и бурят горизонтальную скважину, при этом проводку горизонтального ствола осуществляют с использованием наддолотного модуля и измерением геофизических параметров в процессе бурения, по которым осуществляют корректировку траектории ствола с целью его проводки по наиболее проницаемому участку. Компоновку горизонтального ствола выполняют с возможностью проведения многократного гидравлического разрыва пласта с количеством ступеней от 5 до 30 и расстоянием между ступенями от 10 до 50 м. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и увеличении нефтеотдачи нефтяного пласта. 1 ил., 3 пр.
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УХУДШЕННЫХ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИНЫ ЕСТЕСТВЕННЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА // 2534171
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ НА ЕСТЕСТВЕННОМ РЕЖИМЕ // 2528757
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение параллельно расположенных добывающих горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта и отбора продукции. При этом предусматривают бурение в пластах с проницаемостью не более 2 мД не менее одной добывающей скважины. Сначала бурят одну горизонтальную скважину с углом между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтального ствола скважины от 30° до 60°. Проводят на ней многократный гидравлический разрыв пласта. Пускают скважину в работу. Если пластовое давление в процессе разработки снижается не более чем на 3% в год, то дальнейшую разработку ведут на естественном режиме без бурения нагнетательных скважин. Бурят остальные добывающие горизонтальные скважины параллельно первой из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составят не менее 50 тыс.т. при расстоянии между горизонтальными стволами не менее 100 м. На всех скважинах проводят многократный гидравлический разрыв пласта. При этом количество ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из аналитического выражения. 3 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости. Затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния C боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным либо со спуском перфорированного хвостовика. Угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м. Первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии C, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ // 2513962
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют направления трещиноватости коллектора, разбуривают залежь вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формируют пятиточечные элементы разработки с бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах. На этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, а в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ // 2513216
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.
СПОСОБ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ // 2451159
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении и восстановлении дебита эксплуатационных скважин, в частности, для интенсификации притоков пластовых флюидов
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ // 2447261
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении и восстановлении дебита эксплуатационных скважин, в частности для интенсификации притоков пластовых флюидов
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ // 2439300
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ // 2439299
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке массивной залежи нефти в карбонатных коллекторах и пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разглинизации призабойной зоны скважины
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ // 2425957
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением регулирования охвата неоднородных пластов заводнением с помощью вязкоупругих составов на основе полимеров для увеличения нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ // 2369725
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ // 2361072
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при отборе скважинной жидкости, преимущественно в случаях, когда необходимо восстановить дебит пласта в сильно загрязненных скважинах или при освоении скважин, вышедших из бурения
СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБРАТНОЙ НЕФТЕКИСЛОТНОЙ ЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ // 2304711
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ // 2304710
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2302517
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ // 2295633
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, связанных с очисткой коллектора продуктивного пласта от загрязняющих веществ и восстановлении дебита в скважинах
СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ НА ДЕПРЕССИИ // 2287660
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии
