Патенты автора Аникеев Даниил Павлович (RU)

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности и направлено на повышение эффективности добычи углеводородов из газоконденсатных залежей в низкопроницаемых пластах, при высоком и уникальном содержании конденсата в пластовом газе. Примерами таких залежей являются газоконденсатные залежи в ачимовских отложениях Уренгойской группы месторождений. Согласно способу осуществляют бурение системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На скважинах осуществляют многостадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП), оборудуют забои скважин компоновкой, которая позволяет осуществлять избирательное открытие и закрытие участков ствола - портов ГРП по команде оператора с устья. Разработку осуществляют в несколько этапов. На первом этапе скважины эксплуатируют в режиме добычи газоконденсатной смеси (газа с конденсатом) из пласта при всех открытых портах ГРП. При падении уровня добычи проводят обработку проводят путем закачки агента, открывая участки ствола в заранее определенной последовательности для обеспечения полноты охвата обработкой всех портов ГРП. На втором этапе осуществляют эксплуатацию всех скважин в режиме циклического воздействия газом для поддержания давления и повышения конденсатоотдачи. Эксплуатацию в режиме циклического воздействия продолжают до тех пор, пока прирост дебита конденсата и КГФ после очередных периодов закачки и остановки на выдержку не станет ниже заранее определенного уровня. На третьем этапе осуществляют постоянное воздействие газом для поддержания пластового давления и повышения конденсатоотдачи путем закачки газа в скважины, выбранные в качестве нагнетательных, и добычи газоконденсатной смеси из скважин, выбранных в качестве добывающих. 14 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к заканчиванию нефтяных и газовых скважин с гарантией обеспечения их герметичности. Осуществляют спуск обсадной колонны с предварительно созданными отверстиями в колонне на уровне забоя, и пакером на внешней стороне в открытый ствол. Осуществляют подачу на забой скважины вытесняющего газового агента для удаления бурового раствора, а затем разогретого до текучего состояния герметизирующего агента в количестве, необходимом для заполнения заданного объема пространства за колонной обсадных труб, для предотвращения возможности поступления в скважину пластового флюида. Марку, состав и параметры герметизирующего композита подбирают таким образом, чтобы обеспечить текучесть в процессе закачки в скважину и призабойную зону с последующим застыванием под действием пластовой температуры и давления. Размещают на забое скважины датчик температуры для контроля за текучестью гудрона и несколько электронагревательных элементов по внутренней стороне обсадной колонны. После завершения закачки герметизирующего композита скважину выдерживают под давлением в течение 3-5 дней, затем спускают оборудование для формирования фильтра из проницаемого тампонажного состава на забое скважины по стандартной технологии. Обеспечивается длительная герметичность. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений. Указанная проблема решается за счет создания вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем циклического снижения и повышения забойного давления. Каждый цикл состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, выдерживания при достигнутом забойном давлении, перекрытии скважины на устье на срок 1-2 суток, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в пласт жидкости до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, перекрытии скважины на устье на 1-2 суток. В качестве жидкости - агента нагнетания используют воду или раствор на водной основе, например пластовую воду, воду из системы водозабора с других горизонтов, воду из внешних источников или подготовленный солевой раствор на их основе, или дегазированную нефть, или конденсат, или дизельное топливо. Во время простоя скважины фиксируют динамики давления в скважине. Циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости. После окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания. Одновременно со способом предлагается устройство для его осуществления. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти из низкопроницаемых пластов. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек. Целью изобретения является создание за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Данная цель достигается за счет создания вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем циклического воздействия на пласт. Каждый цикл состоит из этапов снижения забойного давления до минимально технологически возможного, роста забойного давления, закрытия устья скважины, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в скважину газа до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, поддержания данного давления, снижения давления на устье до атмосферного давления. После окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газовой отрасли промышленности, а именно к созданию подземного газохранилища - ПХГ в водоносном пласте. Технический результат - совершенствование способа создания ПХГ в водоносном пласте с использованием вододобывающих и водонагнетательных скважин за счет повышения эффективности активного воздействия на фильтрационные процессы в пласте. Способ предусматривает создание подземного газохранилища в слоисто-неоднородном терригенном водоносном пласте. По способу осуществляют бурение вертикальных и/или горизонтальных газовых скважин, которые эксплуатируют в цикле закачки газа в качестве нагнетательных, а в цикле отбора газа - в качестве добывающих. Осуществляют также бурение вододобывающих и водонагнетательных скважин. Вододобывающие и водонагнетательные скважины располагают вокруг зоны размещения газовых скважин. С учетом изменчивости пористости и проницаемости коллектора водонагнетательные скважины бурят с нисходящими псевдогоризонтальными стволами и с возможностью обеспечения барьера давления по всему разрезу пласта. Вододобывающие скважины бурят с восходящими псевдогоризонтальными стволами и с возможностью минимизации негативного проявления процесса загазования добываемой воды. 1 ил.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин. По способу на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления, Этим образуют сети микро- и макротрещин. Каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя. В каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле. После остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления. В процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала. В процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт. Технический результат - повышение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации скважины без глушения скважины. По способу создают вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления. Для этого осуществляют предварительную оценку степени глинизации пласта по керновым данным и подбирают для воздействия наименее продуктивные скважины в зонах пласта, сложенных мелко- и среднезернистыми песчаниками с небольшим содержанием глины, алевролитами и известняками. Осуществляют подбор и спуск в скважину компоновки со струйным или центробежным насосом, обеспечивающей возможность создания глубокой депрессии на пласт с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины. Для формирования системы микротрещин в пласте забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины. Процесс начала формирования и развития вторичной микротрещиноватости отслеживают с применением методов пассивного сейсмомониторинга. После завершения формирования системы микротрещин постепенно снижают депрессию на пласт до полного прекращения притока из пласта. После стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной. Осуществляют эксплуатацию путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт. Определяют оптимальную величину депрессии или репрессии и корректируют проектный режим эксплуатации. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к газовой отрасли и связано с проблемой обеспечения эффективной доразработки водоплавающих залежей с остаточными запасами низконапорного газа. В частности, изобретение актуально для крупнейших газовых залежей в отложениях сеномана на месторождениях Севера Западной Сибири, остаточные запасы низконапорного газа в которых оцениваются в несколько триллионов куб. м. Технический результат - повышение эффективности способа за счет учета особенностей проявления водонапорного режима при доразработке водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа и возможности воздействия на него. По способу продолжают разработку залежи на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин. Компримируют газ для подачи его в магистральный газопровод и реализуют комплекс технико-технологических решений, в соответствии с которыми осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины. В периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, бурят одну или несколько горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК. Обеспечивают вытеснение малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин. Для поддержания уровня добычи газа за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле. При продолжении продвижения подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Сущность изобретения: по способу используют простаивающие - находящиеся в консервации вертикальные или наклонно направленные скважины. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта. 5 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам. Обеспечивает повышение эффективности разработки подстилающих нефтяных оторочек в сложнопостроенных карбонатных коллекторах за счет сокращения прорывов газа и воды по системе трещин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Согласно изобретению на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве - главные направления проницаемости. Как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных. При этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня газонефтяного контакта - ГНК. Нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах. Нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии. В периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины. Продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления. 5 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению достоверности определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности, а именно к эффективному способу освоения, оснащения забоя, эксплуатации и исследования газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам определения анизотропии проницаемости пласта в лабораторных условиях

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности

 


Наверх