Патенты автора Сагидуллин Ленар Рафисович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. По способу перед проведением водоизоляционных работ определяют размеры нового интервала перфорации по соотношению нефти и воды в продукции скважины. Подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. На разные уровни интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. Выдерживают дополнительное время ко времени на отверждение изолирующего состава на опускание конуса обводнения. После истечения времени отверждения изолирующего состава и времени опускания конуса обводнения производят разбуривание изолирующего состава. Производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. До заливки изолирующего состава заполняют внутреннее пространство скважины ниже верхней границы интервала перфорации составом глушения через колонну заливочных труб. Спускают в скважину и устанавливают ниже верхней границы интервала перфорации глухую заглушку. 10 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Далее спускают колонну заливочных труб в скважину, заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Затем извлекают колонну заливочных труб из скважины. Изолирующий состав оставляют на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем размеры нового интервала перфорации определяют исходя из соотношения содержания нефти и воды в продукции, полученной из данной скважины перед проведением водоизоляционных работ. Причем соотношение областей залегания нефти и воды в старом интервале принимают равным соотношению содержания нефти и воды в упомянутой продукции скважины. Также размер нового интервала перфорации задают равным или большим, чем размер области залегания нефти в старом интервале перфорации. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Далее спускают колонну заливочных труб в скважину, заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Причем на разные уровни вдоль интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 13 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при спуске и цементировании эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение качества цементирования скважины. По способу выполняют закачку в колонну тампонажного цемента. Вводят в колонну нижнюю пробку. Проводят продавку тампонажного цемента порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента первой ступени. При этом осуществляют циркуляцию бурового раствора в циклическом режиме по колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Выполняют цементирование второй ступени. Для этого осуществляют прокачку по колонне порции буферного раствора и расчетного объема тампонажного цемента. Размещают верхнюю пробку и продавливают ее технической водой. Повышают давления в колонне выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. Ожидают затвердение цемента. При освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. Особенностью способа является то, что при спуске колонны проводят промывки буровым раствором вязкостью не более 30 с в течение 1,5 циклов, начиная с глубины 400 м через каждые 300 м и при завершении спуска. При цементировании перед продавкой тампонажного цемента закачивают в колонну вязкую буферную жидкость. В качестве тампонажного цемента используют тампонажную смесь малой плотности и тампонажную смесь большей плотности. Продавку порций бурового раствора проводят до получения давления «стоп». Снижают давление в колонне до атмосферного давления. Убеждаются в герметичности обратного клапана. Повторно создают избыточное давление для открытия циркуляционных окон муфты ступенчатого цементирования и вымывания излишков цемента. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента с промывкой скважины каждые 2 часа буровым раствором. При цементировании второй ступени закачивают в колонну последовательно вязкую буферную жидкость, тампонажную смесь плотностью от 1,65 до 1,9 г/см3, содержащую алюмосиликатные полые микросферы, тампонажную смесь малой плотности. Освобождают запирающую пробку муфты ступенчатого цементирования и производят продавку технической воды до получения давления «стоп». После вывода тампонажного раствора на устье в процессе продавки в течение 2 часов ожидания затвердения цемента оборудуют устье скважины с посадкой колонны на хомут и заполняют затрубное пространство цементным раствором до устья скважины. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установке для проведения водоизоляционных работ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. Установка содержит емкость для хранения и подготовки технологических растворов и жидкостей и их компонентов, смесительный блок для подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, насосный блок для заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб в скважину до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической жидкости, блок управления для управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину, блок ввода для ввода в блок управления конфигурации создаваемого изолирующего моста, включающей в себя текущее положение интервала перфорации, причем блок управления регулирует параметры изолирующего состава и управляет нагнетанием изолирующего состава в скважину на основании заданной конфигурации создаваемого изолирующего моста. 14 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к строительству скважины и может найти применение при проводке ствола скважины через зоны обрушений породы. Способ бурения скважины включает бурение ствола скважины бурильной компоновкой с забойным двигателем с применением гидравлического забойного двигателя, в зоне горизонта с осыпающимися породами периодическое расхаживание бурильной колонны с одновременным вращением бурильной колонны, разбуривание горизонта с осыпающимися породами с использованием бурового раствора, подъем бурильной компоновки выше горизонта с осыпающимися породами, шаблонировку или проработку пробуренного интервала, подъем бурильной компоновки из скважины, спуск бурильной компоновки в скважину, определение интервалов посадки бурильной компоновки, проведение проработки интервалов посадки, подъем бурильной компоновки из скважины. При спуске бурильной компоновки первую промывку производят на глубине 400 м в течение 1,5 циклов, последующие промывки производят через каждые 300 м спуска в течение 1,5 циклов. При бурении проводят контрольный отрыв бурильной компоновки на длину ведущей трубы не реже 1 раза в час. При появлении затяжек останавливают углубление скважины, проводят интенсивную промывку с расхаживанием бурового инструмента с перекрытием муфт до прекращения затяжек, прорабатывают пробуренный интервал, продолжают углубление, проводят контрольные отрывы не реже, чем через каждые 0,5 часа бурения. При продолжении затяжек проводят очистительный рейс ствола скважины бурильной компоновкой, через каждые 50 м бурения поднимают бурильную компоновку до интервала зенитных углов 35°, прорабатывают ствол скважины до забоя для снятия корки и удаления шлама. Перед наращиванием бурильной компоновки проводят промывку не менее 1,5 цикла, скорость спускоподъемных операций в интервале горизонта с осыпающимися породами устанавливают не более 0,2 м/с, вынос шлама при бурении устанавливают в объеме 0,4-0,6 м3 шлама на каждые 9 м бурения. После вскрытия продуктивного пласта проводят расхаживание с промывкой до прекращения выноса шлама. Подъем бурильной компоновки производят с доливом через каждые 250-300 м. После спуска компоновки и проработки интервала осложнений прокачивают с забоя вязкоупругий состав, шаблонируют и прорабатывают ствол скважины. Обеспечивается исключение прихватов бурильной компоновки при проведении скважины через зоны с осыпающимися породами. 1 пр.

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При осуществлении способа спускают колонну труб с пакером, размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск. Перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах. При коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят. При коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см3, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см3/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема. Расширяется интервал изоляции поглощения в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение выработки запасов нефти вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. В способе разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием выполняют бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной скважины. Выделяют по горизонтальному стволу интервалы продуктивного пласта, различающиеся по свойствам. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером. Разделяют интервалы продуктивного пласта пакером. Спускают в скважину насос, регулирующие устройства в виде электрических клапанов и манометры-термометры. Поднимают продукцию на поверхность насосом по внутритрубному пространству. Предварительно между интервалами продуктивного пласта устанавливают оборудование локального крепления скважины. В скважину спускают компоновку, состоящую из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем нижним электрическим клапаном для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, манометром-термометром для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, верхним электрическим клапаном для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, манометром-термометром для замера давления в затрубном пространстве, манометром-термометром для замера давления всасывания насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья скважины. Проводят освоение скважины в три этапа с отбором продукции по колонне насосно-компрессорных труб и затрубному пространству, только по колонне насосно-компрессорных труб и затем только по затрубному пространству. Анализируют результаты замеров дебитов и обводненности продукции. Эксплуатируют интервал скважины с меньшей обводненностью при остановке эксплуатации интервала с большей обводненностью при начальном повышенном дебите до снижения забойного давления и уровня жидкости ниже оптимального и при последующем рабочем дебите с поддержанием стабильным забойного давления. Скважину эксплуатируют до превышения обводненности продукции из эксплуатируемого интервала выше обводненности продукции из второго интервала. Затем эксплуатируют оба интервала одновременно и поддерживают обводненность обоих интервалов на одинаковом уровне. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к технологиям добычи нефти и может быть применено для газодинамического воздействия на пласт. Способ включает кумулятивную перфорацию интервала скважины с образованием в обсадной колонне скважины и в горной породе сгруппированных перфорационных каналов для притока флюида, последующее срабатывание генераторов давления и их воздействие на пласт через сгруппированные перфорационные каналы для притока флюида с образованием в горной породе индивидуальных трещин разрыва горной породы в направлении каждого перфорационного канала. Причем смежные перфорационные каналы в группе направлены в противоположные стороны. Линейное расстояние между перфорационными каналами в группе отлично или равно линейному расстоянию между группами перфорационных каналов. Технический результат заключается в повышении эффективности газодинамического воздействия на пласт. 5 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 пр.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяной скважины. Технический результат - снижение вероятности возникновения заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов, увеличение дебита нефти и снижение обводненности продукции. По способу разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов. Определяют состояние эксплуатационной колонны. Выявляют заколонные перетоки. Определяют профили притока и профили закачки. Затем перфорируют водоносный пласт. Осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера. Осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по аналитическому выражению. Образуют водоизоляционный экран. Затем осуществляют подъем пакера. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта. При этом минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа. Исследуют герметичность забоя. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и осуществляют добычу нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх