Патенты автора Захарова Елена Федоровна (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с применением закачки кислоты и гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта. Способ включает бурение скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотной обработки и пропантного гидравлического разрыва пласта - ГРП в данных скважинах с применением пакеров, отбор продукции из скважин. По данным пробуренных скважин предварительно определяют геомеханические параметры породы и вектора напряжений в пласте, строят гидрогеомеханическую модель пласта, во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку, причем объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости, отбирают продукцию из скважин, по мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки. В данных скважинах последовательно проводят мини-ГРП, определяют изменения векторов напряжений в пласте, адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте, проводят пропантный ГРП с применением жидкости гидроразрыва вязкостью до 80 сП, рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи, работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, тем самым на каждой из итераций, уточняя гидрогеомеханическую модель пласта. 6 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойства состава обработки, замедление скорости реагирования с плотными породами доманиковых отложений, снижение фильтрационного сопротивления в пласте из-за ограничения образования вторичных осадков, низкое межфазное натяжение на границе «кислотный состав-нефть» и совместимость с пластовыми флюидами, расширение области применения состава обработки. Состав для воздействия на доманиковые отложения содержит, мас.%: водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации 56,0-63,0; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 14,0-16,5; поверхностно-активное вещество Эфрил 3,5-8,0; лигносульфонаты технические жидкие, представляющие собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемые упариванием бисульфитного щелока, образующегося при варке целлюлозы из щепы до концентрации сухих веществ не менее 50%, 17,0-22,0. 9 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки и освоения слабопроницаемых неоднородных коллекторов. В способе разработки и освоения нетрадиционных коллекторов доманиковых нефтяных отложений, включающем бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта не менее 5-10 м. В процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. Эффективными принимают параметры кислотного состава, при которых отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед. Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют, затем в скважину спускают компоновку, снизу вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья. Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа. Закачку осуществляют в 2-4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих рабочих жидкостей в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%. После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на ожидание реагирования на 3-10 ч. 2 пр.
Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений // 2724832
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при комплексном выборе кислотных составов для интенсификации добычи нефти. Технический результат – обеспечение выбора эффективной кислоты для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений. В комплексной методике выбора кислотных составов для обработки доманиковых отложений выбор осуществляют с учетом динамической вязкости нефти, величины агрегации частиц в нефти по изменению коэффициента светопреломления, фактора устойчивости нефти, растворяющей способности и кратности скорости реагирования составов с керновым материалом, межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью, расслоения эмульсии и величины скорости коррозии металла. 15 табл., 17 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени подачи пара, более полное извлечение углеводородных компонентов из продуктивного пласта, предотвращение образования высоковязкой эмульсии за счет поддержания асфальтенов во взвешенном состоянии, повышение экономической эффективности за счет использования одной скважины, снижение экологических рисков. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи включает закачку в скважины растворителя, состоящего из вязкость понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, и последующий отбор продукции. Причем до начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на его основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции. Производят закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва. В состав композиции оторочки входит неиногенное поверхностно-активное вещество ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10). Затем производят выдержку скважины на реагирование. После выдержки на реагирование используют в качестве продавливающей композиции смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара. Далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта. Способ включает бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта, проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многостадийного гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которой определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, интервалы разделяют пакерами, после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, определяют приток флюидов из каждого интервала, продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при оценке эффективности растворителей органических отложений на стенках нефтедобывающих скважин
