Патенты автора Сайфутдинов Марат Ахметзиевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти. В способе разработки неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти, включающем бурение горизонтальной добывающей скважины, выше горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят 2-4 горизонтальные нагнетательные скважины с длиной каждого горизонтального ствола 0,2-0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. В плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 45-90º к горизонтальному стволу добывающей скважины. Расстояние S между горизонтальными стволами нагнетательных скважин подбирают в зависимости от проницаемости и размеров образующейся паровой камеры, для чего проводят гидродинамическое моделирование закачки пара при различном S. Равномерность притока нефти и выработки запасов регулируют режимами работы нагнетательных скважин и, соответственно, скоростью образования паровых камер. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных залежей сверхвязкой нефти с применением в горизонтальных скважинах эксплуатационных колонн с заданной перфорацией. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти. Способ включает бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола. Длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями – 100-500 мкм, а длина отверстий – 0,2-0,8 от длины окружности фильтра. 4 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти. По способу выбирают участок пласта с коэффициентом расчлененности более 1 д. ед. В центральной части пласта бурят паронагнетательную горизонтальную скважину. На расстоянии 1-5 м от подошвы пласта или водо-нефтяного контакта бурят добывающую горизонтальную скважину. Данные скважины являются условно горизонтальными. Их размещают таким образом, чтобы площадь контакта каждой условно-горизонтальной скважины - ствола с нефтенасыщенным пластом была не менее 0,5 от общей поверхности данного горизонтального ствола. Проводят расчет на тепловой гидродинамической модели распространения границ паровой камеры через 10-15 лет закачки пара при максимальной приемистости паронагнетательной скважины. В условную точку, получаемую в плане на пересечении границы расчетной паровой камеры и плоскости, проведенной перпендикулярно горизонтальному стволу паронагнетательной скважины через ее центр, бурят основной ствол вертикальной скважины. Из него далее забуривают меньшим диаметром не менее 3 боковых горизонтальных стволов нисходящей формы с охватом расчетной паровой камеры не менее чем на 70% как в плане, так и в профиле. Таким образом получают скважину веерной формы. Каждый его ствол предусматривают с возможностью отключения после его обводнения. Горизонтальные и веерную скважины осваивают после бурения закачкой растворителя в объеме из расчета 1-5 м3 на 1 м длины условно-горизонтальных стволов. Для реализации технологии парогравитационного дренирования закачивают пар в нагнетательные скважины и отбирают продукцию через добывающие скважины. 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение верхних нагнетательных скважин короче нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу используют скважину с горизонтальным стволом и обсадной колонной. Горизонтальный ствол скважины располагают вблизи подошвы продуктивного пласта. Этот ствол выполняют с восходящим концом. Восходящий конец скважины выполняют на высоту до половины толщины продуктивного пласта. Угол между осью восходящего конца и вертикалью принимают от 0 до 85°. В восходящем конце скважины размещают оконечную часть фильтра и окончание колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер устанавливают между участками фильтра с перфорацией. В качестве колонны насосно-компрессорных труб с пакером используют колонну с заглушенным торцем и перфорированным окончанием. В горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб с насосом. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают вблизи пакера. Закачивают теплоноситель в пласт через колонну насосно-компрессорных труб и перфорационные отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола. Продукцию отбирают через перфорационные отверстия в начале горизонтального ствола. Подачу продукции к устью скважины осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб с насосом. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. По способу выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м. Осуществляют бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин. Из них зарезают боковые горизонтальные стволы - БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине. Длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами. Расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали. В вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта. Спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС. Ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. Отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб. Отбор нефти осуществляют посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут. 1 ил., 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой. Технический результат - сокращение объемов добываемой попутной пластовой воды, снижение обводненности добываемой продукции. По способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Пластовую продукцию отбирают через добывающие скважины. Предусматривают проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы. При этом проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта. Второй горизонтальный ствол проводят в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола. Осуществляют перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости. Проводят закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно осуществляют закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала. Прекращают закачку и проводят технологическую выдержку. Осуществляют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины. 3 пр.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Нагнетательные скважины между пластами оборудуют седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх при расположении водоносного пласта ниже нефтеносного или сверху вниз при расположении водоносного пласта выше нефтеносного. При расположении водоносного пласта ниже нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. При расположении водоносного пласта выше нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде больше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Сначала на месторождении выделяют участок разработки с добывающими скважинами и 5 или 6 нагнетательными скважинами, на участке разработки проводят интенсификационные работы. Нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ. Добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ. При проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас.% в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду, при этом сначала закачивают раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого поверхностно-активного вещества. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти при разработке залежи высоковязкой нефти располагают горизонтальные стволы скважин последовательно один за другим окончаниями друг к другу в купольной части залежи. В качестве скважин используют скважины с горизонтальным стволом, имеющим восходящее окончание, снабженные фильтром, перфорированным в начальной части горизонтального ствола и в восходящем окончании. Скважины снабжены первой колонной насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между перфорированными участками фильтра, и второй колонной насосно-компрессорных труб с насосом с концом до пакера. В каждой скважине закачку пара ведут по первой колонне насосно-компрессорных труб, а отбор продукции - по второй колонне насосно-компрессорных труб. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти при уменьшении фонда скважин. По способу предусматривают бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения скважин. Добычу продукции предусматривают из добывающих скважин при нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом выбирают редкую сетку скважин. В залежах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения. По результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения. По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Бурят многозабойные горизонтальные скважины в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°. В зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения. Бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки. При этом в близлежащие от устья многозабойной скважины узлы проектной сетки направляют забои многозабойной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения. По способу осуществляют разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки. В каждую нагнетательную и добывающие скважины осуществляют циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины. Отбор продукции осуществляют через добывающие скважины. Ведут замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости. Проводят гидродинамические исследования и поддерживают пластовое давление в зоне отбора на уровне первоначального. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе. На участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами. Бурят добывающую скважину в элементах с расположением горизонтальных участков в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующими нагнетательными скважинами в соответствующем пласте и/или пропластке. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м. Устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт. Нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти. По способу осуществляют гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки. Сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост с расчетной длиной. Эту длину подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине гидроразрыва при снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины. В состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр. При эксплуатации скважины противопесочный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта. Осуществляют отбор жидкости. Уровень жидкости при отборе жидкости - эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью. Технический результат - повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру бактерий и питательные соли - ПС, и отбор продукции из добывающих скважин, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти (ВН), в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ВН для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение ВН очага, мПа·с, а, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax равном 1 и при xmin равном 0 из системы уравнений: где xmax и xmin - значения соответственно максимальной и минимальной ВН, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин. На устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины. По окончании гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб. Производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины. Повышается эффективность очистки и возможности контроля процесса, исключается гидравлический удар. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии промывки наклонно-горизонтальных скважин с низким пластовым давлением. Способ включает создание циркуляции бурового раствора по прямой схеме промывки прокачиванием через бурильную колонну труб с долотом, спущенную в скважину основного бурового раствора и бурового раствора с вязкостью, обеспечивающей повышенную выносящую способность. В качестве бурового раствора применяют аэрированную промывочную жидкость. В процессе промывки аэрированной промывочной жидкостью спуск колонны бурильных труб производят с осевой скоростью 20 м/ч и с вращением со скоростью 40 об/мин. При прохождении каждых 5 м спуск колонны приостанавливают и приподнимают на 2 метра, производят циркуляцию аэрированной промывочной жидкости с повышенным расходом в течение 15 мин, после чего спуск продолжают. В качестве бурового раствора с повышенной выносящей способностью используют растворимые в аэрированной промывочной жидкости полимерные бруски из акрилового сополимера, растворимой бумаги и растворимой пробки. Бруски сбрасывают в колонну труб с устья скважины при наращивании каждой трубы бурильной колонны, начиная с интервала угла набора кривизны открытого ствола выше 40° при промывке наклонно-горизонтальной скважины и до достижения забоя открытого ствола. Повышается эффективность промывки, стабильность бурового раствора, снижается вероятность прихвата колонны. 2 ил.
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа. Сущность изобретения: способ 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 с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины. Согласно изобретению прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости. Устройство содержит электроцентробежный насос на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую насос с колонной труб, в стенке которой выполнен аэратор, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины. Клапан выполнен в виде сбивного пальца, установленного в аэратор с возможностью разрушения под действием веса груза, сбрасываемого в колонну с устья, и сообщения канала труб с кольцевым пространством ствола скважины. В пусковой муфте выше аэратора срезным элементом зафиксирована полая втулка, снабженная сверху посадочным седлом. Втулка имеет возможность разрушения срезного элемента и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку под действием избыточного давления, создаваемого в колонне после сбрасывания запорного органа, и его размещения на посадочном седле с фиксацией втулки и герметичным перекрытием изнутри полой втулкой аэратора. Запорный орган выполнен в виде полушара с жестко закрепленным к нему сверху штоком, оснащенным центратором, при этом верхний конец штока снабжен ловильной головой. Повышается надежность и эффективность работы устройства. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Технический результат - повышение нефтеотдачи, темпов отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат. Способ разработки участка нефтяного месторождения включает бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды. На залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать. Отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти. Расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. Отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла. При этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти включает строительство двухустьевых с горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом. Фильтр горизонтального участка нагнетательной скважины разделяют на две зоны прогрева. Внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной скважины. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины. На поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб нагнетательной скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также обвязывают межколонные пространства нагнетательной скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой. Гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами нагнетательной скважины. При закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из добывающей скважины. В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по нагнетательной скважине при повышении температуры в зоне отбора добывающей скважины до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя. Открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков. Насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, в которой происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти. При этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из добывающей скважины. По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем. После чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков. Включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине. В дальнейшем процесс повторяется. 5 ил.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного обводнения нефти. Сущность изобретения: устройство включает двухустьевую скважину с горизонтальным участком и дополнительный ствол с фильтром, насос для отбора продукции скважины и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя. Согласно изобретению фильтр дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров. При этом со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком. С противоположного устья спущены и концентрично размещены в обсаженной эксплуатационной колонне горизонтального участка двухустьевой скважины две технологические колонны труб. На устье технологические колонны оснащены нагнетательными линиями, обвязаны с парогенераторной установкой для осуществления замкнутой циркуляции теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне двухустьевой скважины без закачки теплоносителя в залежь с прогревом и снижением вязкости сверхвязкой нефти. Со стороны устья двухустьевой скважины, с которой спущен насос в интервал фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, спущены термодатчики, а межколонное пространство обвязано с насосным агрегатом для закачки углеводородного растворителя в залежь через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны. Предусмотрена возможность в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя при достижении температуры разогрева и снижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, сигнализирования термодатчиками на станцию управления для отключения парогенераторной установки, проведения закачки углеводородного растворителя по межколонному пространству через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны в залежь для разжижения разогретой сверхвязкой нефти в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, проведения отбора насосом по технологической колонне труб разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти. По мере отбора сверхвязкой нефти, снижения температуры и повышения вязкости сверхвязкой нефти выше допустимой для разжижения сверхвязкой нефти углеводородным растворителем в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны предусмотрена возможность сигнализирования термодатчиками на станцию управления подачей сигнала на включение парогенератора. При этом предусмотрена возможность повторения процесса. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину включает циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. При этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, спускают в каждую нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями, закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти, увеличение нефтеизвлечения, повышение темпа отбора, увеличение охвата воздействием по площади и вертикали. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Спускают в нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями. Закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины. Причем вторичное вскрытие вертикальной скважины выше соответствующего забоя производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже соответствующего забоя для создания более равномерного фронта заводнения. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта, темпа отбора нефти, увеличении охвата пласта воздействием, максимальном вовлечении в разработку остаточных запасов нефти. 1 ил.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины. Способ очистки нефтегазовой скважины в зоне продуктивного пласта, включающий размещение гидроимпульсного устройства на колонне труб в зоне продуктивного пласта, с образованием межтрубного пространства. Нагнетание промывочной жидкости при прямой и обратной промывках скважины с круговой циркуляцией промывочной жидкости через насосный агрегат. Гидроимпульсное воздействие и закачка активной жидкости в пласт преобразованием нисходящего потока в полости труб в восходящий пульсирующий поток в межтрубном пространстве. Удаление кольматанта из пласта многократным автоматическим чередованием гидроударного и мгновенного депрессионного воздействия на зону продуктивного пласта. Устройство для очистки нефтегазовой скважины содержит полый корпус с кольцевым выступом и конической поверхностью. Поперечину с осевым каналом, скрепленную с втулкой и взаимодействующую с кольцевым выступом корпуса. Втулку и тарельчатый клапан с осевым каналом, подпружиненные одной пружиной. Толкатель с верхним выступом. Гайку, размещенную на цилиндрической поверхности большого диаметра толкателя с возможностью фиксированного перемещения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти массивного типа

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации залежей нефти с неоднородными по проницаемости продуктивными пластами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в слоистых карбонатных и терригенных коллекторах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти и имеющих подстилающий залежь водоносный пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи циклическим заводнением

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх