Патенты автора Валеев Ленар Минсаитович (RU)
Способ извлечения пакера из скважины // 2793113
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при извлечении пакера из скважины. Способ извлечения пакера из скважины включает спуск на колонне труб ловильного инструмента с последующим герметичным захватом им пакера, предварительную закачку под давлением насыщения околоскважинной зоны жидкости под пакер, повышение давления до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну и натяжение инструмента. Предварительно проводят анализ кернов вскрытого скважиной пласта, расположенного под пакером. Анализ кернов вскрытого скважиной пласта проводят для подбора вязкой жидкости, проникающей в пласт при давлении насыщения на глубину 1–3 м. Перед спуском инструмента колонну труб выше инструмента оснащают клапаном, выполненным с возможностью прокачки воздуха компрессором из затрубья в колонну труб. Производят прокачку воздуха в затрубье колонны труб, выдавливая жидкость из пространства скважины выше пакера внутрь колонны труб. Перед срывом пакера при натяжении инструмента и повышении давления ниже пакера, производят нагнетание воздуха компрессором с устья скважины в затрубье колонны труб до давления, равного давлению ниже пакера для его сжатия с последующим сбросом давления для возникновения резкого перепада давления, действующего снизу верх. Обеспечивается создание способа извлечения пакера из скважины с расширением функциональных возможностей. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Шаблон для скважинных труб // 2789948
Изобретение может быть использовано в средствах измерения проходного внутреннего диаметра спущенных в скважину труб перед спуском технологического оборудования. Шаблон для скважинных труб включает полый корпус с присоединительными элементами сверху и снизу и размещенные на нем между демпферами калибрующие элементы в виде колец (5) с технологическими разрезами (6). Технологические разрезы (6) изготовлены под соответствующий диаметр измеряемых скважинных труб. На торце каждого демпфера, обращенного к соответствующему кольцу (5), выполнена кольцевая проточка. Кольца (5) сверху и снизу оснащены как минимум тремя штифтами или кольцевыми выступами, расположенными на одном радиусе от продольной оси и выполненными с возможностью взаимодействия с соответствующей проточкой демпфера. Все технологические разрезы (6) изнутри снабжены концентраторами напряжения в виде соответствующих отверстий (11), расположенных на одном радиусе от продольной оси. Диаметр отверстий подбирают так, чтобы кольцо (5) деформировалось при превышении допустимой нагрузки. Технический результат заключается в повышении надёжности и повышении точности шаблонирования. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к способу установки пакера внутри обсадной колонны. Техническим результатом является возможность установки пакера с минимальным количеством операций в сложно структурированных скважинах. Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины включает спуск в обсадную колонну скважины собранной на устье компоновки, состоящей из пакера, механического скребка, шаблона, транспортировочного инструмента, с шаблонированием, механическую зачистку скребком внутренних стенок обсадной колонны интервала посадки пакера с запасом, достаточным для установки пакера, размещение пакера и установку его при помощи транспортировочного инструмента в интервале посадки. Компоновку снизу дополнительно снабжают разрушающим инструментом. Шаблон и пакер с транспортировочным инструментом располагают последовательно выше скребка. Суммарную длину шаблона изготавливают не меньше суммарной длины транспортировочного инструмента и пакера. При упоре компоновки в сужения его разбуривают разрушающим инструментом при помощи вращения и разгрузки компоновки. В случае не прохождения шаблона в интервал посадки пакера и/или ниже его до размещения пакера в интервал посадки проводят дополнительную зачистку скребком интервалов выше и/или ниже интервала посадки до последующего размещения пакера в интервале посадки.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам механической очистки стенок скважиной колонны скребками. Способ включает спуск и подъем с помощью привода на трубах или на гибкой тяге механического скребка с заточенными ножами в скважину с очисткой необходимого интервала стенок скважинной колонны. Предварительно исследованиями определяют для данного месторождения виды отложений и их пропорциональное содержание, осаждающиеся на стенках скважинной колонны. Исходя из этих исследований, изготавливают скребок с ножами, выполненными в виде режущих зубцов, равномерно располагаемых по периметру и по высоте скребка. Зубцы затачивают в соответствии с видом отложений, а их количество выбирают пропорционально количеству соответствующих отложений, причем крайние зубцы изготавливают для обработки металла, из которого выполнена скважинная колонна, с возможностью снятия металла колонны не более 1 мм за всю операцию очистки. Спуск скребка в скважину производят с контролем спускаемого веса и со скоростью, исключающей возникновение посадок. Очистку необходимого интервала стенок скважинной колонны осуществляют с поддержанием уровня жидкости в скважине выше интервала обработки. Подъем скребка производят со скоростью, исключающей возникновение затяжек и/или способствующей свободному протеканию скважинной жидкости между скребком и стенками скважины без эффекта поршневания. Нагрузку, контролируемую по спускаемому весу, выбирают в зависимости от допустимой нагрузки на скребок, транспортировочные трубы или гибкую тягу. Расширяются функциональные возможности за счет использования специальных резцов скребка для очистки стенок скважины от отложений любого состава с защитой от заклинивания за счет использования необходимых режимов спуска и подъема.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб в скважинах, оснащенных эксплуатационной колонной. Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, спущенной в эксплуатационную колонну, заключается в опускании в скважину колонны труб, снабженной седлом, а далее запорного органа в колонну труб до посадки в седло, герметично перекрывая его проход. Производится опрессовка и удаление запорного органа из седла с полным открытием его прохода. Согласно изобретению запорный орган разрушается на части при повышении давления выше опрессовочного на 20-30%. Окончательное растворение частей запорного органа происходит на забое скважины. Способ изготовления растворимого запорного органа из цемента различных марок и поваренной соли в пропорции от 2:3 до 1:4. Устройство для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб содержит опрессовочную муфту, соединенную с нижней частью колонны, запорный орган и уплотнительный элемент. Запорный орган выполнен из разрушаемого под действием фиксированного давления в колонне труб и растворимого в скважинной среде материала. Технический результат заключается в снижении продолжительности опрессовки. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для опрессовки и обнаружения места течек колонны труб в скважине, например колонны насосно-компрессорных труб, опущенной в эксплуатационную колонну. Технический результат – снижение трудоемкости и продолжительности опрессовки колонны трубы с одновременным определением негерметичных мест колонны труб. Устройство для опрессовки колонны труб в скважине содержит запорный орган, снабженный подъемным канатом и ответно выполненный посадочной поверхности в колонне труб. Канат в нижней части снабжен поплавком с центральным сквозным отверстием с возможностью относительного перемещения вдоль каната, в котором ниже поплавка установлен неподвижный упор с возможностью взаимодействия с нижним торцом поплавка. Поплавок оснащен приборами и соединен с запорным органом посредством как минимум одной разрывной нити. Длина участка каната между запорным органом и поплавком больше длины нити. 6 ил.
СПОСОБ СТРАВЛИВАНИЯ ПОПУТНО-ДОБЫВАЕМОГО ГАЗА // 2672364
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом. Способ стравливания попутно-добываемого газа, реализуемый с помощью установки разделения сред, содержащей пакер, проводящий канал, перфорированный патрубок, спускаемый на глубинно-насосном оборудовании, внутренний лифт входного устройства, переводник от внутреннего лифта к хвостовику, хвостовик из насосно-компрессорных труб, спускаемый ниже интервала перфорации на 20-60 м в зависимости от имеющегося зумпфа в скважине. При этом пластовая жидкость ниже интервала перфорации сообщается с затрубным пространством скважины и обеспечивает проведение гидродинамических исследований. Технический результат заключается в обеспечении возможности проведения гидродинамических исследований в скважинах с газовым фактором. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар, затем проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса. 1 пр.
