Патенты автора Маликов Марат Мазитович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – возможность работы на больших площадях с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью, очистка фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из этих скважин. Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами включает строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащей попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором. Избыток горячей воды отдельно закачивают в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания. У каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом. Причем закачку в пласт ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран, связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с выходом фильтра. Периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают. На байпасной линии запорный элемент вместе с регулировочным краном сливного колодца используют для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину. 1 ил.

Изобретение относится к запорной трубопроводной арматуре, в частности к промышленным запорным арматурам с шибером, и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и газовых трубопроводов. Запорная арматура содержит шибер, выполненный удлиненным и со сквозным отверстием в нижней части, шпиндельный привод шибера, седла и корпус с осевым каналом и стаканом для шибера. Новым является то, что в середине нижней части стенки сквозного отверстия шибера имеется расположенный поперек этого отверстия выступ в форме кругового сегмента с прямой стороной наверху. По обе стороны выступа в нижней части стенки сквозного отверстия шибера просверлены два вертикальных отверстия. На верхнем конце выступа имеются два отражателя потока жидкости. На каждом отражателе имеется наклонная стенка, расположенная над вертикальным отверстием шибера. Изобретение направлено на расширение технических возможностей запорной арматуры за счет исключения попадания механических примесей в полость трубопровода и на технологическое оборудование. 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента. Способ включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны, бесподходное исследование герметичности эксплуатационной колонны и приемистости пластов в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм, по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну на устье скважины в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием. После определенного времени эксплуатации скважины под закачкой проводят контрольный замер термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины, отбивку забоя, открытие закачки жидкости в короткой колонне насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления давления закачки, останавливают закачку жидкости в скважину, производят запись термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины для определения герметичности эксплуатационной колонны, короткой колонне насосно-компрессорных труб, пакера. Открывают закачку жидкости через короткую колонну насосно-компрессорных труб, производят запись термометрии 100 м, начиная выше на 30 м верхних интервалов перфорации до остановки прибора, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по короткой колонне насосно-компрессорных труб для определения герметичности пакера, профиля движения жидкости в пласты. Открывают закачку в короткую колонну насосно-компрессорных труб, замер профиля приемистости через длинную колонну насосно-компрессорных труб в интервале от пластов до башмака труб. Производят запись термометрии по стволу на спуске, в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины. Открывают закачку через длинную колонну насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления Р закачки, производят запись термометрии 100 м, в нижних интервалах перфорации от пакера до забоя, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по длинной колонне насосно-компрессорных труб. Затем производят замер на подъеме геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от забоя до устья после проведения дополнительной закачки жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин оборудованных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения вывоза со скважины исправных, герметичных НКТ и их последующего дорогостоящего ремонта в специализированных предприятих. Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах включает сборку на устье и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб диаметром 48-114 мм с пакером диаметром 82-146 мм, предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной 1-4 м, насосно-компрессорные трубы собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе, перед установкой пакера производится опрессовка труб в следующей последовательности, собирают нагнетательную линию, опрессовывают нагнетательную линию на 1,5-кратное давление от планируемого давления опрессовки НКТ, НКТ опрессовывают на давление 100-250 атм (в зависимости от условий работы труб), в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования производят бесподходное исследование герметичности системы НКТ-пакер-ЭК, для этого производят остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб, регистрацию изменения давления проводят по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины и по сравнению давлений до и после пуска скважины под закачку по скорости повышения давления на устье и в межтрубном пространстве после пуска скважины под закачку, при этом при определении герметичности межтрубного пространства за критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расходажидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины, при герметичности системы НКТ-пакер-ЭК и отсутствия избыточного давления в межколонном пространстве при эксплуатации (при условии отсутствия выявленных нарушений ЭК) НКТ признаются герметичными и опрессовку их перед ПРС, КРС не производят, при необходимости опрессовки НКТ перед проведением ремонта скважин после срыва пакера производят опрессовку системы НКТ-пакер-ЭК с помощью насосного агрегата по межтрубному пространству на давление допустимое на ЭК 50-200 атм, при герметичности системы или падения давления на 5% НКТ признают герметичными, при негерметичности сичтемы спускают запорное устройство опрессовочного клапана в трубы, выполняют закачку технологической жидкости в НКТ для доведения клапана (запорного органа) до стопорного кольца (седла), создают давление в НКТ равное 50-250 атм, выдерживают 15-30 мин, при снижении давления в НКТ на 0-5% НКТ признают герметичными.

Изобретение относится к универсальным устройствам для фиксации, откручивания и закручивания деталей устьевой арматуры скважины. Устройство содержит ключ, имеющий рукоятку, соединенную с рабочей головкой с двумя рычагами, расположенными перпендикулярно рукоятке и параллельно друг другу с образованием открытого зева. Общая длина ключа 250-650 мм, длина каждого рычага 50-70 мм, диаметр каждого рычага 10-30 мм, расстояние между рычагами 32-60 мм. Рычаги закреплены на рабочей головке с возможностью фиксирования между ними элементов устьевой арматуры и выполнены съемными для замены на другой тип и размер. Рабочая головка содержит храповой механизм, выполненный с возможностью переключения стороны вращения, на котором установлен трубный ключ, содержащий трубчатый фиксатор. Технический результат заключается в улучшении эксплуатационных характеристик, повышении оперативности и эффективности проведения операций на скважине, сокращении времени и трудозатрат на проведение ремонтных, а также монтажных и демонтажных работ на устье скважины, снижение вероятности получения травмы. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к способам и измерительному комплексу изучения смешанного потока газа, жидкости и твердых частиц. Техническим результатом является повышение точности измерения расхода многофазной жидкости. Способ исследования нагнетательных скважин, где одна или несколько скважин являются акцепторами, а одна или несколько скважин донорами, на которых установлен штуцер, производится в результате одновременного замера расхода скважиной жидкости, приемистости и давления закачки, с применением измерения давления до и после штуцера дифференциальным манометром, обе измерительные камеры которого соединены шлангами высокого давления, один из которых соединен с вентилем до штуцера, а второй - вентилем после штуцера, где в качестве камер низкого давления и высокого давления применяется внутреннее пространство штуцера и участка трубопровода.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой. Способ включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром, равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки, и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм, производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышает 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ. При этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки), и забойного давления. При соответствии полученных результатов исследования необходимую скважину оставляют в работе. При необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемую часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательных скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин с однолифтовой многопакерной компоновкой. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1-Ρу2+Ρтр2-Pпогр1-Рпогр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔΡп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔΡп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔΡу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔPу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания. При этом, нагнетательные скважины оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции. Выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м3/сут, производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты. В таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины. При увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения, производят увеличение объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти. Периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения. 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт. Организует возможность прохождения глубинных приборов или безмуфтовой трубы через устьевое оборудование и длинную колонну труб. Исследования скважины проводят посредством глубинных геофизических приборов. Технологические операции проводят посредством безмуфтовой трубы. При проведении исследований скважины спускают глубинные приборы через устьевое оборудование и длинную колонну труб, закачку рабочего агента через длинную колонну поддерживают в рабочем режиме, а закачку через короткую колонну продолжают или останавливают. При проведении технологических операций спускают безмуфтовую трубу через устьевое оборудование и длинную колонну труб и останавливают закачку через длинную колонну труб. Технический результат заключается в возможности проведения геофизических исследований или технологических операций без подъема из скважины колонны труб. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче флюида (нефти, газа и др.) или закачке рабочего агента в скважину при одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, а также для периодического отсекания и изолирования пласта или интервалов негерметичности для контроля за герметичностью пакеров в процессе эксплуатации скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной закачке рабочего агента в продуктивные пласты

 


Наверх