Патенты автора Маннанов Ильдар Илгизович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой включает бурение в продуктивном пласте паронагнетательной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, причем горизонтальные стволы длиной L добывающей и нагнетательной скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости. При отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей и нагнетательной скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев бурят 1 или 2 вертикальные скважины, которые размещают в вертикальной плоскости на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин, а в горизонтальной плоскости на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин. Проводят исследования и определяют наличие глинистой перемычки, препятствующей указанной гидродинамической связи. В указанных вертикальных скважинах из продуктивной части отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования, по результатам которых подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидроразрыва глинистой перемычки. Гидроразрыв глинистой перемычки проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины. Затем вертикальные скважины осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев. В последующем данные вертикальные скважины используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта. 1 ил., 2 пр.
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА // 2644807
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне труб с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины закачкой гидроразрывной жидкости с проппантом, стравливание давления из скважины, перед проведением ГРП в призабойную зону пласта закачивают воду плотностью 1000-1050 кг/м3 с расходом 1,0 м3/мин, затем закачкой гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель, по колонне труб в интервале пласта инициируют образование трещины разрыва, в два этапа производят развитие и крепление трещины разрыва, где на первом этапе в созданную трещину закачивают проппант фракции 30/60 меш, покрытый водонабухающей резино-полимерной композицией, концентрацией 600 кг/м3 в количестве 50-60% от общей массы проппанта с добавлением наполнителя стекловолокна в количестве 1,0% от веса проппанта, на втором этапе производят циклическую закачку проппанта крупной фракции 20/40 меш в количестве 20-25% от общей массы проппанта и мелкой фракции 40/70 меш, покрытого водонабухающей резино-полимерной композицией в количестве 20-25% от общей массы проппанта, циклическую закачку осуществляют равными порциями: 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 20/40 меш в 1 м3 сшитого геля, 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 40/70 меш в 1 м3 сшитого геля с увеличением концентрации проппанта в каждом цикле, начиная с концентрации 200 до 900 кг/м3, внутри каждого цикла между различными фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 100 кг/м3, а между циклами с одинаковыми фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 200 кг/м3, последний цикл закачки продавливают в трещину разрыва закачкой линейного геля в полуторакратном объеме колонны труб. Технический результат - исключение обводнения добывающей скважины через трещину, повышение проводимости трещины и надежность реализации способа, повышение устойчивости крепления трещины на ее поверхности. 3 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей битума путем теплового воздействия на пласт
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки тяжелых нефтей и природных битумов, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей (ВВН) и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, с тепловым воздействием на пласт
