Патенты автора Амерханов Марат Инкилапович (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации горизонтальных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ включает определение интервалов негерметичности заколонного пространства обсадной колонны геофизическими методами, проведение перфорации отверстиями обсадной колонны в интервалах негерметичности. Ликвидацию скважины проводят после спуска технологической колонны в два этапа, на первом из которых проводят задавливание цементного раствора в интервалы негерметичности через перфорационные отверстия, а на втором производят заполнение скважины цементным раствором до устья скважины. При этом в горизонтальных или наклонных скважинах, оборудованных фильтрами-хвостовиками в интервале продуктивного пласта, перед перфорацией устанавливают пакер-пробку, перекрывая фильтрующую часть хвостовика со стороны устья. Технологическую колонну перед спуском оборудуют съемным пакером, на первом этапе закачивают цементный раствор до нижних перфорационных отверстий. Съемный пакер устанавливают в средний части нижнего интервала негерметичности, в который через технологическую колонну закачивают расчетный объем цементного раствора, позволяющий заполнить весь интервал негерметичности, с давлением закачки, не превышающим допустимого давления для данной скважины. Съемный пакер после схватывания цементного раствора, но до его отверждения снимают и переустанавливают после заполнения скважины цементным раствором до следующих перфорационных отверстий. Последовательно снизу вверх аналогично заполняют все интервалы негерметичности цементным раствором. После снятия съемного пакера с верхнего интервала негерметичности приступают ко второму этапу. Для ликвидации скважин, применяемых для технологических процессов, использующих термическое воздействие на пласт, нужно использовать термостойкий цемент. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации горизонтальной скважины за счет надежной изоляции межпластовых заколонных перетоков благодаря вытеснению скважинной жидкости за обсадную колонну и заполнению интервалов негерметичности цементным раствором. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа разработки, уменьшение теплопотерь, увеличение добычи нефти за счет увеличения зоны дренирования пласта с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м, строят друг над другом с кратчайшим расстояния между ними не менее 2 м. При этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0-3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колоннами. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – снижение обводненности продукции, увеличение дебита скважины, снижение энергетических затрат, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки сверхвязкой нефти включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды - перегретого пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, определение необходимых для перекрытия интервалов добывающей скважины, перекрытие определенных интервалов этой скважины заполнением от забоя к устью изолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. При этом перед закачкой перегретого пара добывающую скважину оснащают разбуриваемым проходным пакером на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья, через который закачивают термостойкий кислоторазрушаемый изолирующий состав, заполняющий пространство скважины до забоя, после чего указанный пакер заглушают. В интервале установки разбуриваемого проходного пакера в нагнетательной скважине устанавливают разбуриваемый глухой пакер. До начала отбора из добывающей скважины создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны между скважинами осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину и продолжают до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами. Затем оба пакера разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную - в режиме закачки пара. 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, снижение материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине. После чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами. При наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки. 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем включает закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара и отбор продукции с поддержкой температуры в паровой камере на заданном уровне. При этом совместную закачку осуществляют при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. 3 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах включает использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта. Перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта. Выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. Определяют длину и объем выделенного интервала. При длине выделенного интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину. При значении коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; 70%-ную фтористоводородную кислоту 0,04-,07; воду - остальное. При значении коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; воду - остальное. Объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала. Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны НКТ или БДТ. Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч. Спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости. Далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции. При длине выделенного интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины колонну НКТ или БДТ устанавливают в середину выделенного интервала, осуществляют указанные выше операции, начиная от закачки кислотного состава до его продавки. Затем перемещают колонну НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала и повторяют указанные операции. Обработку начинают с ближайшего к забою выделенного интервала. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах включает использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта. Перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта. Выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. Определяют длину и объем выделенного интервала. При длине выделенного интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину. При значении коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; 70%-ную фтористоводородную кислоту 0,04-,07; воду - остальное. При значении коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; воду - остальное. Объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала. Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны НКТ или БДТ. Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч. Спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости. Далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции. При длине выделенного интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины колонну НКТ или БДТ устанавливают в середину выделенного интервала, осуществляют указанные выше операции, начиная от закачки кислотного состава до его продавки. Затем перемещают колонну НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала и повторяют указанные операции. Обработку начинают с ближайшего к забою выделенного интервала. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5%. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых - электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй - термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. Водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении, большем пластового давления, с последующим глушением пакеров. Далее нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты. Скважины после этого продолжают эксплуатировать в прежнем режиме. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин. После исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины. Располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины. Пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину благодаря контролю в ней температуры. В начальный период в добывающие и нагнетательные скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины переводят под добычу, а вертикальные - под нагнетание. 2 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта. Технический результат – возможность реанимировать скважину, пробуренную в плохих геологических условиях, без необходимости применять сложные химические реагенты для изоляции водоносных интервалов. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины. В качестве рабочего агента используют пар. При обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами. После чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м. Дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком, через который производят нагнетание пара. Добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при очистке фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением. Способ включает спуск в скважину гибкой трубы (ГТ) в район уровня жидкости, прокачку через нее воздухоазотной смеси до полного замещения скважинной жидкости газом, последовательный спуск гибкой трубы до забоя и закачивание через нее в скважину одновременно промывочной жидкости с воздухоазотной смесью. При этом после спуска ГТ на 20 м ниже уровня жидкости в скважине через гибкую трубу одновременно с воздухоазотной смесью прокачивают промывочную жидкость до выхода и циркуляции из скважины. Далее ГТ спускают до начала фильтра и при стабильном выходе жидкости из скважины продолжают спуск до забоя скважины с постоянной скоростью 0,015-0,5 м/с и поддержанием стабильного выхода промывочной жидкости с воздухоазотной смесью из скважины. После чего приостанавливают процесс закачки и приподнимают ГТ на первоначальную глубину спуска. Повторяют операции по промывке скважины и подъема ГТ до окончания выноса механических примесей на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтрационной зоны скважины и исключение аварийных ситуаций за счет отсутствия неподвижных труб в скважине. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта. Технический результат - увеличение эффективности разработки и снижение уровня пластовой воды. Способ разработки залежи включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, закачку теплоносителя с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальные участки скважин оснащают фильтрами-хвостовиками. Перед отбором залежь прогревают закачкой пара в обе горизонтальные скважины до получения гидродинамической связи с созданием паровой камеры. Проводят исследования мониторингом обводненности продукции добывающей скважины. При увеличении обводненности продукции залежи больше уровня рентабельности производят изоляцию водоносных интервалов. Для этого останавливают эксплуатацию добывающей и нагнетательной скважин. Осуществляют бурение дополнительной горизонтальной скважины. При этом скважину располагают выше верхней скважины на 5±1 м. Производят закачку теплоносителя в дополнительную скважину. Нагнетательную скважину переводят под отбор продукции. Самую нижнюю скважину также запускают на отбор жидкости для исключения увеличения обводненности продукции в переведенной под отбор скважине. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи. Причем сначала производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта. Вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола добывающих скважин. По глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут. Отбор через горизонтальные скважины, расположенные у нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти включает разбуривание участка залежи сверхвязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин, проведение комплексных геофизических исследований ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров пласта высоковязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности, выявление наличия уплотненных и глинистых пропластков, проектирование размещения пар одноустьевых горизонтальных скважин - нижней добывающей и верхней нагнетательной, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта в участках пласта с наименьшим количеством пропластков. В горизонтальных скважинах проводят ГИС для уточненного определения уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин. В скважины спускают соответствующие колонны насосно-компрессорных труб НКТ, причем концы двух колонн НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола скважины в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной колонны НКТ или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов колон НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м. Для обеспечения равномерности прогрева используют в добывающей скважине одну колонну НКТ или две колонны НКТ. В нагнетательную скважину закачивают соляную кислоту и глинокислоту в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки. После технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков, в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. В добывающей скважине проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ насос. Для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса при наличии датчика. 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами. После этого возобновляют отбор. Далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик. Из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков. Производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры. Закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта. Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет значительно повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной нефти из межскважинной зоны, а также снизить материальные и экономические затраты из-за отсутствия закачки газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте. При бурении скважин отбирают керны и определяют плотность продукции пласта и плотность воды, подготовленной для закачки в пласт через парогенератор, в диапазоне температур, которые возникают при прогреве пласта. Горизонтальный участок нагнетательной скважины оснащают двумя колоннами труб с соответствующими выходами в начале и в конце горизонтального участка с расстоянием между выходами не менее 150 м. Вход насоса, обеспечивающего добычу продукции пласта, располагают в проекции между выходами колонн труб нагнетательной скважины, при добыче продукции контролируют ее обводненность, анализируя плотность добываемой продукции. При изменении обводненности продукции более 5% производят регулирование объемов закачиваемого пара и отбора жидкости пропорционально обводненности. При изменении более 15% - изменяют зоны прогрева пласта, перемещая выходы колонн труб в нагнетательной скважине и вход насоса в добывающей скважине в менее прогретые зоны горизонтальных участков соответствующих скважин. Вход насоса в добывающей скважине при установке могут оснащать датчиками температуры и давления. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии позволил добиться равномерного охвата пласта тепловым воздействием, повысить коэффициент извлечения нефти, снизить обводненность добываемой продукции и повысить производительность скважины. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума. Способ заключается в том, что: отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы; измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти. Технический результат заключается в создании способа мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей за счет обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры. 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в пласте выше водонефтяного контакта или подошвы пласта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину, бурение дополнительных стволов из горизонтального участка скважины, причем расстояние между дополнительными стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, оборудование горизонтального участка добывающей скважины фильтром, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Проводят гидродинамические исследования, на базе которых дополнительные стволы бурятся восходящими последовательно разнонаправленными относительно нагнетательной скважины из добывающей скважины так, чтобы исключить прорыв пара из нагнетательной скважины, при этом забои дополнительных стволов располагают выше добывающей скважины как минимум на 2 м. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат -увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон, обеспечение равномерной выработки запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, снижение затрат на прогрев пласта. Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение геофизических исследований перед эксплуатацией скважин для определения водонефтяных интервалов, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водонефтяных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды и температурой выше 80°С в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Геофизические исследования проводят для определения водонефтяных интервалов перед спуском фильтра-хвостовика. Изоляцию водонефтяных интервалов производят снабжением фильтра-хвостовика изнутри патрубками с герметизирующими колпачками, которые располагают напротив водонефтяных интервалов. После получения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважиной, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80-100°С вскрывают водонефтяной интервал, разрушая изнутри срезные заглушки для притока дополнительной продукции в скважину. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины. Причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. При этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. В обе скважины закачивают объем пара, определяемый по приведенному математическому выражению. После окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос (ЭЦН), оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции ЭЦН проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме ЭЦН для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. Причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе ЭЦН снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят ЭЦН в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе ЭЦН, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы. Техническим результатом является снижение энергетических затрат за счет использования одноустьевых скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличение надежности работы за счет использования погружных ЭЦН. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине. По результатам этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине. Осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса. Насос устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса. При достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. Перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры. Геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева. После определения этих зон ближе не менее 5 м к устью относительно выявленных зон устанавливают в добывающей скважине проходной пакер, через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты. После закачки пакер заглушают. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, пакер разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. Перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры. Геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева. После чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии, полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием за счет более равномерного распределения эмульсии по пласту, повышение агрегативной устойчивости инвертной эмульсии и улучшение реологических свойств закачиваемой эмульсии. 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин. С помощью геофизических исследований и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи. Выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи. Выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами. Дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя. 2 ил., 1 пр.

Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа Fe3O4 для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, который ведут при комнатной температуре и атмосферном давлении посредством смешения двух предварительно приготовленных водных растворов. Первый водный раствор состоит из смеси солей железа Fe2+ и Fe3+, второй водный раствор состоит из осадителя - гидроксид аммония, гидроксиды щелочноземельных металлов, и стабилизирующего вещества - поверхностно-активные вещества. Процесс смешивания ведут при непрерывном кавитационном воздействии ультразвукового диспергатора в течение тридцати минут, с получением золя смешанного оксида железа Fe3O4, подвергают обработке ионнообменными смолами без отключения кавитационного воздействия на массу, пока значение pH массы не достигнет нейтрального значения, с получением целевого продукта. Размер частиц катализатора находится в диапазоне от 50 и до 165 нм с объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта. Также изобретение относится к катализатору, полученному описанным выше способом. Технический результат – расширение перечня катализаторов с оптимальным размером частиц для интенсификации добычи тяжелого углеродного сырья в условиях пласта высоковязких нефтей и природных битумов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9% в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи, причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи, причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи, причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Описан эмульгатор инвертных эмульсий, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, жирную кислоту в соотношении 2:1 и углеводородный растворитель, при этом эмульгатор содержит в качестве жирной кислоты олеиновую кислоту, а в качестве углеводородного растворителя - бензолсодержащую фракцию, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - углеводородный растворитель. Технический результат – упрощение процесса приготовления эмульгатора, повышение агрегативной устойчивости эмульсий, улучшенная технологичность процесса и сокращение материальных затрат. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт. Причем перед закачкой попутно добываемой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры. Попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи двумя технологическими скважинами и добывающей скважиной с горизонтальными стволами, установку в горизонтальные стволы технологических скважин электродов, соединение электродов с электрической подстанцией на устье скважины, спуск в горизонтальный ствол добывающей скважины электроцентробежного насоса, прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах технологических скважин электродов, отбор разогретых нефти и битума из залежи электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. Первоначально бурят как минимум одну добывающую и одну нагревательную скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно и друг под другом на расстоянии 15 м. Затем в верхнем горизонтальном стволе нагревательной скважины производят гидравлический разрыв пласта с образованием продольной трещины с последующим ее креплением токопроводящим материалом. Затем перпендикулярно начальному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят первую технологическую скважину с горизонтальным стволом, а перпендикулярно конечному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят вторую технологическую скважину с горизонтальным стволом, причем горизонтальные стволы технологических скважин размещают в пределах трещин гидравлического разрыва пласта. Затем между технологическими скважинами параллельно их вертикальным стволам и перпендикулярно горизонтальным стволам пары нагревательной и добывающей скважин бурят две дополнительные добывающие скважины. Горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин размещают параллельно и между верхним и нижним горизонтальными стволами нагревательной и добывающей скважин. В качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. Оснащают нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин электроцентробежными насосами. Осуществляют прогрев залежи с помощью верхнего горизонтального ствола нагревательной скважины, а отбор разогретых нефти и битума осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин. Предлагаемый способ разработки позволяет повысить эффективность прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием, упростить технологический процесс реализации способа, увеличить охват залежи прогреванием, повысить объемы отбора разогретых нефти и битума, надежность реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал размещения ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой и первой термопарой с удлинительным проводом, а выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают термостойким пакером и второй термопарой, спускают колонну НКТ в скважину, на устье скважины удлинительный провод соединяют устройством, измеряющим температуру с обеих термопар, и производят посадку термостойкого пакера в скважине. По колонне НКТ в горелку на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник, а с устья скважины с помощью насоса начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом, по достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляемого сигнала на кабель, воспламеняют ГОС в горелке камеры сгорания, извлекают кабель из колонны НКТ. Контроль температуры горения в интервале обработки пласта производят первой термопарой, а контроль температуры в межколонном пространстве над термостойким пакером производят второй термопарой. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта и/или в межколонном пространстве выше допустимой температуры горения в интервале обработки пласта и/или температуры, разрушающей крепление скважины, подачу ГОС снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС увеличивают с условием, чтобы температура в межколонном пространстве не превышала допустимую температуру, при которой начинается разрушение крепления скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с размещенной снаружи горелкой, а к верхнему торцу горелки закрепляют термопару с удлинительным проводом. На устье скважины верхний конец удлинительного провода крепят к устройству, измеряющему температуру. После этого в межколонное пространство скважины до отверстий горелки на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник. Затем с устья скважины с помощью насоса начинают постоянную закачку ГОС в колонну НКТ. Причем используют ГОС следующего состава, мас. %: аммиачная селитра - 65,8%; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 28,2%; бихромат калия - 1%; этиленгликоль - 5%. По достижению ГОС отверстий горелки приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на кабель, происходит воспламенение ГОС. Извлекают кабель с электрическим запальником из колонны НКТ, осуществляют контроль за температурой горения в интервале обработки пласта посредством устройства, измеряющего температуру. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта выше допустимой температуры горения подачу ГОС в НКТ снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС в колонну НКТ увеличивают. Технический результат заключается в повышении надежности и качества обработки пласта. 2 ил.

 


Наверх