Патенты автора Салихов Айрат Дуфарович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при устранении негерметичности эксплуатационной колонны скважин. При осуществлении способа определяют места нарушения герметичности, спускают в скважину на колонне труб перекрыватель и крепят его в месте нарушения, применяют минералополимерный состав со свойствами холодной сварки. Перекрыватель представляет трубу или группу последовательно соединенных труб с внешним диаметром меньшим, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны общей длиной, превышающей по длине выше и ниже негерметичный участок не менее чем на 20%. В начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной не менее 2 мм и шириной не менее 20 см, в которые помещают слой материала со свойствами холодной сварки, выступающий из пазов на 2-10 мм, причем данный материал крепят слоем клея ко дну паза. Перед спуском перекрывателя место его установки на внутренней поверхности труб колонны очищают скважинным скребком, длину зоны очистки выбирают исходя из длины перекрывателя с запасом в 5-10% выше и ниже места установки перекрывателя. После спуска перекрывателя с нанесенным материалом развальцовывают данные участки в области пазов, тем самым активируя холодную сварку и обеспечивая крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне. Повышается эффективность герметизации, снижается обводненность, повышается дебит нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству многоствольных нефтяных и газовых скважин. Способ строительства многозабойной скважины включает вскрытие окон в обсадной колонне основного ствола скважины, бурение верхнего и нижнего дополнительных стволов до проектной глубины с использованием соответствующих клиньев-отклонителей, как минимум один из которых выполнен извлекаемым, крепление дополнительных стволов хвостовиками из основного ствола с использованием закрепляющего состава, перекрывающего интервал зарезки боковых стволов. Последовательный спуск после зарезки в боковые стволы на колонне труб хвостовиков, присоединенных к ней через разъединительный узел, осуществляют таким образом, чтобы верхняя часть указанного хвостовика и разъединительный узел располагались внутри обсадной колонны основного ствола. После закачки закрепляющего состава, отсоединения при помощи разъединительного устройства колонны труб и затвердевания закрепляющего состава производят разбуривание разъединительного узла, верхней части хвостовика, организуют сообщение дополнительных стволов и производят освоение скважины. Вскрытие окон производят вырезкой участков обсадной трубы основного ствола скважины в интервале зарезки дополнительных стволов до спуска клиньев-отклонителей. Съемным выполняют верхний клин-отклонитель. Перед спуском хвостовики дополнительно оснащают одним или несколькими фильтрами, выше которых устанавливают муфту ступенчатого цементирования с пакером ниже отверстия закачки. После установки хвостовика при помощи муфты закачивают закрепляющий состав выше фильтра или фильтров. Разбуривание закрепляющего состава производят в два этапа: сначала долотом меньшего диаметра до клина-отсекателя, потом большего диаметра до нижней кромки клина-отклонителя. После разбуривания затвердевшего закрепляющего состава верхнего дополнительного ствола верхний клин-отклонитель извлекают из скважины при помощи съемного устройства, обеспечивая сообщение с нижним дополнительным стволом. Обеспечивается исключение попадания нефильтрованной скважинной жидкости в основной ствол и на поверхность. 1 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки
Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с несколькими залежами нефти, расположенными друг над другом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин, при освоении скважин, при проведении интенсификационных работ, связанных с восстановлением дебита или приемистости в сильно загрязненных скважинах
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх