Патенты автора Гумаров Нафис Фаритович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи выделяют зоны высокой и средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения. Останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. Останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. После этого добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную. Скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин. Выделяют зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Выполняют уплотнение сетки скважин бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи месторождения.1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины. По способу выбирают продуктивный пласт, расположенный изолированно от водонасыщенного пласта. Вскрывают его горизонтальной скважиной вдали от водонасыщенного пласта - на расстоянии более 5 м от этого пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны НКТ. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины раствор кислоты, который выбирают в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. Заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества - ПАВ. Продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в продуктивный пласт. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавливают раствор кислоты, находящийся в стволе скважины, с расходом, обеспечивающим эффект гидромониторного «резания» породы, со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. При этом давление от ступени к ступени поднимают от 3 до 6 МПа. Технологическую выдержку на каждой ступени проводят до снижения давления до 2 МПа. Промывают ствол скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. Осваивают скважину. Проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе. Выявляют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола. Направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола с упором конца гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола. Осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ с созданием расхода, обеспечивающего эффект гидромониторного «резания» породы, до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. По затрубному пространству продавливают раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют выделение на залежи участков с различной проницаемостью. Выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости. С учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами. При бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при тестовой закачке в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, обеспечивающий ограниченное время удерживания проппанта во взвешенном состоянии, в качестве проппанта используют смесь проппантов, обладающих после осаждения повышенным сопротивлением прохождению жидкости разрыва, после тестовой закачки скважину выдерживают под давлением до осаждения проппанта в нижнюю часть трещины разрыва, при этом количество проппанта в жидкости разрыва назначают достаточным для заполнения трещины разрыва на 0,1-0,3 высоты трещины. 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят гидроразрыв пласта в скважинах. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину. Для этого проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее. При этом применяют буферы жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м3 на 1 т проппанта. Конечную концентрацию проппанта обеспечивают не более 250 кг/м3. Используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество. При прокачке жидкости разрыва поддерживают ее расход 5,0 м3/мин и более. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Способ повторного гидравлического разрыва пласта характеризуется тем, что при прокачке жидкости разрыва по технологии и режимам в соответствии с первым гидроразрывом пласта в нее на стадии добавления сшивателя добавляют в количестве 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва смесь, содержащую, об.%: 10-27%-ную соляную кислоту 15-25, метилен-фосфорную кислоту 55-65, воду 15-25. Технический результат - увеличение эффективности. 5 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции. По способу вскрывают продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта - ближе 4 м от водонасыщенного пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. При прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины. Эту кислоту отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину. После повторной прокачки указанный объем утилизируют. Осуществляют подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Осуществляют освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. По способу разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. Предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины в последней проводят гидроразрыв пласта с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения. После гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны. Способ цементирования кондуктора включает создание отверстий в кондукторе выше его башмака и нагнетание цементного раствора через отверстия. На устье скважины герметизируют пространство между кондуктором и эксплуатационной колонной. Отверстия в кондукторе создают одновременной перфорацией эксплуатационной колонны и кондуктора через эксплуатационную колонну. Затем разобщают эксплуатационную колонну в интервале ниже подошвы кондуктора, по эксплуатационной колонне через перфорационные отверстия и заколонное пространство кондуктора прокачивают цементный раствор и разбуривают место разобщения эксплуатационной колонны. В период тепловыделения при твердении цементного раствора, закаченного в заколонное пространство кондуктора, проводят термометрию по эксплуатационной колонне, анализируют термограмму, интервалы с увеличенными значениями температуры отмечают как зацементированные. 1 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением стандартного рабочего расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин. При продавке проппантно-гелевой смеси проводят пошаговое снижение расхода жидкости с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2,0 м3/мин. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации работы скважины за счет создания более широкой и проводящей трещины в призабойной части пласта. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. Выявляют участок залежи с низким пластовым давлением и нагнетательной скважиной с низкой приемистостью. Проводят гидравлический разрыв в выявленной нагнетательной скважине. Проводят разработку до увеличения пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах. Проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления. При этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, а в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества. При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3. Технический результат - интенсификация свкажины, вскрывшей низкопроницаемый пласт. 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят первичные и повторные ГРП в скважинах. При повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала ГРП. Массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП. Конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%. Объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Согласно изобретению проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Группируют выбранные скважины по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков. Ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом коэффициент взаимовлияния скважин определяют эмпирически по изменению градиента давления в добывающих скважинах посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины - от максимальных объемов для песчанистых продуктивных пластов до минимальных объемов для глинистых продуктивных пластов. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: способ характеризуется тем, что при разработке месторождения, представленного верхним пластом в виде осадочных пород морского генезиса и нижним карбонатным пластом, определяют участки увеличенных толщин осадочных пород. По наличию таких участков делают вывод о наличии зоны разуплотнения карбонатного пласта с повышенным дебитом нефти. При этом увеличенная толщина осадочных пород совпадает в плане с зоной разуплотнения карбонатного пласта. Нагнетательными скважинами вскрывают верхний и нижний пласты и закачивают через них рабочий агент. Добывающими скважинами вскрывают зону увеличенных толщин осадочных отложений верхнего пласта и зону разуплотнения нижнего карбонатного пласта и отбирают через них пластовую продукцию. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора. Обеспечивает повышение равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов с терригенным типом коллектора, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, добычу нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению выделяют два эксплуатационных объекта, являющихся вторым и седьмым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, на долю которых приходится более 85% остаточных геологических запасов нефти. Разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, а седьмого - до третьей стадии разработки. Выравнивают темпы разработки объектов. Для этого соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1. На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1. Бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1. Переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные. На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1. Переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект. Переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта. Для системы поддержания пластового давления используют попутную воду. За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов. За четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов. По седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин. На протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора. Обеспечивает повышение равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению выделяют четыре эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 95% остаточных геологических запасов нефти. Два объекта относят к карбонатному типу коллектора и являются шестым и десятым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения. Два других объекта относят к терригенному типу коллектора и являются вторым и седьмым. Разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, седьмого - до третьей стадии разработки, а шестого и десятого - до начальной стадии разработки. Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение нагнетательных и добывающих скважин устанавливают в заданных пределах по каждому из объектов индивидуально. Из скважин простаивающего фонда на каждом из объектов бурят боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в предусмотренном объеме, переводят скважины добывающего фонда в нагнетательные. Применяют оборудование для одновременно-раздельной закачки. Попутную пластовую воду собирают на заданных объектах, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления. Такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на планируемых объектах. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при перфорации скважин кумулятивной перфорацией

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при перфорации скважин кумулятивной перфорацией

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх