Патенты автора Секретарев Владимир Юрьевич (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к средствам бокового отбора керна из стенок обсаженных скважин. Согласно способу на устье собирают компоновку устройства, включающую фрезерный перфоратор, стыковочный модуль ориентации, вращающийся кабельный наконечник, трехжильный каротажный кабель подключают к наземной аппаратуре управления через пульт управления и к силовому трансформатору, предварительно выполняют калибровочные работы с модулем ориентации по определению положения бура с фрезой в зоне с минимальной или максимальной толщиной цемента. Спускают компоновку на трехжильном каротажном кабеле в скважину на глубину отбора керна, проворачивают компоновку вокруг своей оси путем включения и выключения электродвигателя фрезерного перфоратора, используя возникающий при запуске импульс крутящего момента от ротора электродвигателя до установки бура с фрезой на поверхности обсадной колонны труб в заданной зоне, прижимают к стенке скважины и начинают фрезеровку колонны в месте минимальной или максимальной толщины цемента, отбирая при этом образец горной породы или цемента наибольшей длины. Устройство для бокового отбора содержит стыковочный модуль ориентации, включающий головку для соединения с вращающимся кабельным наконечником, корпус, эксцентричный груз в опорах качения, потенциометрический датчик сопротивления положения груза, муфту для соединения с фрезерным перфоратором, электропроводку. Наземная аппаратура пульта управления содержит трансформатор с переключателем напряжения, выпрямительный мост, выключатель выпрямительного моста, мост сопротивлений, микроамперметр, миллиамперметр с шунтом, переключатель полярности постоянного тока, выключатель трехфазного напряжения, амперметр, к пульту управления подключен силовой повышающий трансформатор, который передает электроэнергию трехфазного тока к электродвигателю фрезерного перфоратора по броне и двум жилам каротажного кабеля, фрезерный перфоратор включает электромагнитный игольчатый клапан регулировки подачи бура с фрезой и потенциометрический датчик сопротивления контроля осевого перемещения бура с фрезой. Обмотка игольчатого клапана и потенциометрический датчик сопротивления последовательно соединены через диод положительной полярности через третью жилу каротажного кабеля с переключателем полярности, переключением полярности на отрицательную подключается через диод к третьей жиле каротажного кабеля потенциометрический датчик сопротивления положения эксцентричного груза модуля ориентации устройства. Технический результат - повышение эффективности и надежности способа и устройства за счет регулируемой ориентации бура с фрезой в нецентрированной части обсадной колонны труб в наклонной скважине на участке с минимальной толщиной цемента при боковом отборе удлиненных образцов горных пород и с максимальной толщиной цемента при отборе удлиненных образцов цемента. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин или разрывов. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины с контролем объемов отбора пластовой продукции, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами, проведение при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта кольматирующим составом и осуществление ГРП в скважине. Определение геофизическими исследованиями средней длины трещины при ГРП в пласте. После изоляции кольматирующим составом в нагнетательную скважину закачивают устойчивый во времени материал для образования экрана радиусом не более 1/4 и не менее 1/8 средней длины трещины при ГРП. ГРП осуществляют в нагнетательной скважине после отверждения цементного раствора. Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки позволяет снизить затраты на ввод в работу нагнетательных скважин после изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков кольматирующим составом, исключить вероятность восстановления проницаемости зон пласта и зон поглощения и вовлечение в разработку ранее недренируемых участков пласта за счет постановки непроницаемого экрана из затвердевшего цементного раствора (цементного камня) вокруг нагнетательной скважины после закачки кольматирующего состава и проведение ГРП после отверждения цементного раствора.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу определяют объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, радиус обрабатываемой зоны пласта и коэффициент пористости пласта, перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков на основании предварительно проведенных геофизических и гидродинамических исследований. Определяют первый расчетный объем поверхностно-активного вещества для первой закачиваемой жидкости. Первой закачиваемой жидкостью обеспечивают оторочку, промывающую коллектор при последующей закачке второй закачиваемой жидкости. Первый расчетный объем определяют согласно аналитическому выражению, учитывающему первый расчетный объем поверхностно-активного вещества, объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, коэффициент пористости пласта, радиус обрабатываемой зоны и перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков. Обеспечивают подачу первой закачиваемой жидкости в скважину. Обеспечивают дозированную подачу второго расчетного объема поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой в скважину жидкости в течение заданного времени. При этом суточный объем дозы второго расчетного объема поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды и заданное время составляет от 1 до 5 суток. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФОНА ПЛАСТА // 2579029
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину. По способу выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины во взаимосвязи. Определяют с привлечением метода гидропрослушивания производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины. Во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С. Указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время, за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. На основании полученных данных выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине. По результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по аналитическому выражению. Производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, тоже определяют по аналитическому выражению. 2 з.п. ф-лы. 1 пр.
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат заключается в повышении точности определения причин высокого содержания попутной воды в добываемой продукции по скважинам с отсутствующим зумпфом. Способ содержит этапы, на которых: выбирают нагнетательные и наблюдательные добывающие скважины. Оценивают условия использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков. Определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора. Закачивают меченную стабильным или радиоактивным индикатором воду или водный раствор реагента в нагнетательную скважину. Запускают скважину, с устья контрольных добывающих скважин периодически отбирают пробы пластовой воды и делают их физико-химический анализ на содержание индикаторов. Интерпретируют полученные данные: при обнаружении в добываемой продукции трассеров делают вывод о наличии обводнения скважины, заколонных перетоков, нарушении герметичности колонны. Путем сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины определяют обводнение скважины за счет постороннего источника: заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор. Причем относительным отбором жидкости QЖi является отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время. Относительным выходом индикатора МOTi является отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора Mo, закачанной в пласт. Если QЖi/MOTi>1, то в скважину поступает вода от постороннего источника. 21 з.п. ф-лы, 2 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ // 2570723
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат. По способу осуществляют внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине. Нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта. Размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом. Фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины. Количество последних - вдвое меньше количества пассивных скважин. Активные скважины предназначены для закачки воды в нижележащий обводненный пласт. В пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт. В активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт. Через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт. Перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами. При этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте. За счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины. Отбор пластового флюида из продуктивного пласта осуществляют через добывающую скважину. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт с карбонатным коллектором
Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении дебита пластов в скважине
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин
