Патенты автора Казанцев Андрей Сергеевич (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающие скважины путем снижения проницаемости обводненных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем снижения проницаемости наиболее промытых участков пласта. Осадкообразующий состав включает 10,0-20,0 мас.% соли алюминия, 0,5-20,0 мас.% карбамида, 0,5-10,0 мас.% уротропина, 0,01-5,0 мас.% водорастворимого полимера, При этом состав дополнительно содержит 0,25-2,5 мас.% катионогенного поверхностно-активного вещества (КПАВ) в виде производных высших карбоновых кислот, содержащих в составе одной молекулы амины и ацилпроизводные аминов, 0,25-2,5 мас.% неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) в виде циклических амидинов высших карбоновых кислотсостав и воду – остальное. Причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1. При этом в качестве водорастворимого полимера используют полимеры природного или синтетического происхождения. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта за счёт повышенной твёрдости, прочности и адгезии образуемого составом осадка к породе, а также высокой продолжительности действия состава за счет устойчивости получаемого объемного осадка, в том числе при температурах до 300°С. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Состав содержит 3-10 мас.% сшивателя в виде бихромата калия или бихромата натрия, 0,01-10 мас.% регулятора времени потери текучести, 0,01-5 мас.% регулятора реологических свойств, 0,01-15 мас.% кольматирующей добавки и воду. При этом регулятор реологических свойств включает модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид. В качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 об.%. В качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция. При этом состав дополнительно содержит 3-40 мас.% полимера в виде сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м. Кроме того, состав дополнительно содержит 0,01-5 мас.% активатора сшивки, в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно. Техническим результатом является повышение проникающей способности за счет возможности регулирования времени потери текучести предлагаемого состава в широком диапазоне температур (до 300°С) при сохранении прочности и устойчивости образуемого геля, а также обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах. 2 табл.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти. Техническим результатом является обеспечение высокого качества ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы. Способ гидродинамического исследования пласта включает компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования, которая состоит из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства. Запорное устройство работает по принципу традиционного обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи. Запорное устройство выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ. Манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, который устанавливают максимально приближенным к залежи, но выше ее. После отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени. Затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием в результате откачки запорного устройства и осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины. Расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м. По второму варианту в качестве запорного устройства используют электроклапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки. Далее производят открывание указанного клапана и последующий запуск насосной установки в работу. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ (ВАРИАНТЫ) // 2576729
Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке. При этом установка содержит по первому варианту один пакер 8, размещенный между двумя залежами 1 и 2, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу. При этом клапан 16 содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами 17 и 19, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1, и второй, имеющий боковой выход в затрубье 3 и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. По второму варианту количество пакеров 8 и 24 на один меньше числа залежей 1, 2, 3 и все установлены ниже верхней залежи 2 с разделением нижних залежей 1 и 23 друг от друга. Нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера 8, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосом 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. При этом проходной обратный клапан 16 и клапан-отсекатель 14 такой же конструкции, как и по первому варианту. Технический результат заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.
