Патенты автора Бурханов Рамис Нурутдинович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности и дебита добывающих скважин по нефти, повышение проницаемости призабойной зоны пласта, увеличение темпа отбора углеводородов из залежи, текущего и конечного коэффициентов извлечения нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора включает глушение скважины водным раствором гидроксида натрия с содержанием 0,1-16,0 мас.%, который закачивают в количестве 1,0-1,5 поровых объема, снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины, обработку призабойной зоны пласта устройством для генерирования упругих резонансных импульсов без выдержки на технологическую паузу, закачку кислотного раствора, освоение скважины и далее выполняют закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,0-2,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%. Кислотный раствор содержит, мас.%: 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 5,0-17,5; уксусную кислоту 0,1-15,0; бифторид аммония 0,5-21,0; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-4,0; Трилон «В» 0,1-5,0; пресную воду остальное. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки залежей углеводородов со слабосцементированным типом коллектора, в частности для крепления призабойной зоны пласта. Способ включает последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора гидрокарбоната натрия и в качестве тампонирующего состава - водного раствора солей соляной кислоты с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка. При этом водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-25 мас.% приготавливают на пресной воде, а водный раствор солей соляной кислоты состоит из 10-25 мас.% хлорида кальция, 5-15 мас.% хлорида магния и пресной воды – остальное. При этом после последовательной закачки водных растворов проводят освоение скважины без выдержки на реагирование. Затем устанавливают технологическую паузу, равную 3-6 часам, и далее производят закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,5-3,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин со слабосцементированным коллектором за счет образования объемного осадка высокой прочности, сохранения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны эксплуатационного объекта, повышения продуктивности скважины, увеличения добычи углеводородов из пласта. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки месторождений аномальной (неньютоновской) нефти с использованием заводнения. Способ включает бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования, проведение закачки модели пластовой воды в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор флюида из горизонтальной добывающей скважины, периодическую обработку горизонтального участка нагнетательной скважины физическим воздействием с частотой 1 раз в 5-7 месяцев. Согласно изобретению после роста средней обводненности скважинной продукции по добывающим скважинам на разрабатываемом эксплуатационном объекте до 45% поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью. Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенного ПАВ - реагента ОП-10 - в количестве 0,05-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта или с содержанием гидроксида натрия в количестве 0,10-5,00 мас. % в объеме 0,1-0,2 поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта. Либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины - и выдержку на технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти – асфальтенов. Третий режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полиакриламида в количестве 0,03-0,15% мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта. Либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения аномальной (неньютоновской) нефти из пласта. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей на месторождениях сверхвязкой нефти, снижение вязкости нефти, обеспечение достаточного прогрева пласта для создание паровой камеры, снижение энергетических затрат от нагрева и закачки теплоносителя, снижение себестоимости добычи углеводородного сырья, увеличение продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины. После образования паровой камеры поочередно циклически используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 24-48 часов. Второй режим включает обработку продуктивного интервала верхней горизонтальной нагнетательной скважины пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов. Третий режим включает добычу сверхвязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,3-1,5 раза. При этом осуществляют периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине на втором и третьем режимах. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. Способ включает обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием при помощи устройства для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего 1,0-5,0 мас. % силиката натрия и 0,5-1,5 мас. % ацетата хрома, 0,1-0,5 неионогенного ПАВ и воду – остальное. Осуществляют продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины и модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины. Выделяют интервалы поступления воды. Проводят закачку временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт. Причем при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. При этом перед закачкой водоизоляционного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую 0,01-0,05 мас. % тетранатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. Индукционный период водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта и снижение добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением. Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины. По первому варианту в пласт через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду до достижения обводненности скважинной продукции до 50% (включительно), после чего поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором. Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины пресной воды в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 12-24 часов. Третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. По второму варианту первый и второй режимы разработки одинаковы с первым вариантом, а третий режим включает закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды или минерализованной воды с содержанием 0,05 маc. % неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) до роста средней обводненности скважинной продукции на 10%. Достигаемый технический результат - увеличение повышения охвата пласта и вытеснения нефти, а также улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно - гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: гексан 65,0-80,0, реагент ОП-10 2,0-3,0, изобутанол 5,0-15,0, NaOH 0,08-0,12, О-ксилол 10,0-20,0. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 пр., 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид цинка 0,03-0,07, древесная мука 0,001-3,0, вода остальное, а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов - ОПЦК при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид магния 0,03-0,07, ОПЦК 0,1-5,0, вода - остальное, при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию. 1 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых. Способ включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта. Затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (Кн) по формулам
где Н1 - глубина кровли пласта;Н2 - глубина подошвы пласта;Т1 - температура на кровле пласта на глубине H1;Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;ΔТ- разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;ΔН - расстояние между точками замера.
где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.
где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов. 2 табл., 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас. %: силикат натрия 0,4-8,9%, силикат калия 0,1-4,5%, ацетат хрома 0,4-1,5%, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам. Технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов, за указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами за счет повышения прочности указанных составов к высоким пластовым температурам, повышение коэффициента нефтеотдачи, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта. Технической результат заключается в повышении точности определения относительного дебита по пластам и сокращении сроков исследования. Способ включает отбор устьевых проб продукции, то есть природной углеводородной смеси из каждого эксплуатационного однопластового объекта. Последующий отбор устьевых проб продукции из двухпластового эксплуатационного объекта и статистическую обработку полученных данных. Проводятся исследования динамической вязкости природных углеводородных смесей (нефти) скважин, в которых ведется раздельный учет продукции по пластам, например первого пласта в первой скважине и второго пласта во второй скважине. Затем осуществляют подготовку проб природных углеводородных смесей путем их обезвоживания, перемешивание проб однопластовых объектов в заданных пропорциях и далее проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей. Проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей, производят построения зависимостей между содержанием в модельных смесях доли нефти каждого из пластов и динамической вязкости модельных смесей в виде полиноминальных зависимостей и в дальнейшем определение доли каждого из пластов в нефти двухпластового объекта. 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях. Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных. На основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти. Статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп по математической формуле. При комплексной интерпретации данных выявлена зависимость коэффициента вариации Ксп от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленной математической формулой. 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ // 2304701
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, вскрывшей два и более продуктивных пластов
