Патенты автора Махмутов Ильгизар Хасимович (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин. Технический результат – повышение эффективности установки цементных мостов. Способ включает закачку по колонне гибких труб (ГТ) в заданный интервал буферной жидкости, тампонажного раствора в необходимом для установки цементного моста объеме с продавкой его в скважину последовательно закачиваемыми буферной жидкостью и продавочным раствором, вымывание излишков тампонажного раствора, проведение ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) после извлечения из нее насосного оборудования доспускают или приподнимают так, чтобы расстояние от низа колонны НКТ до верхней границы цементного моста составляло 200 м. Герметизируют интервалы перфорации блокирующим составом. Производят спуск колонны ГТ с помощью колтюбинговой установки в колонну НКТ со скоростью 0,25 м/с до нижней границы цементного моста с постоянной промывкой. На устье добывающей скважины герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. На устье скважины готовят тампонажный раствор плотностью 1430 кг/м3 в необходимом объеме для установки цементного моста от нижней до верхней границ цементного моста. Тампонажный раствор состоит из 84,45% цемента ПЦТ-II-50, 15% пеностекла, 0,5% понизителя водоотдачи, 0,05% пеногасителя. По колонне ГТ в скважину последовательно закачивают 0,1 м3 буферной жидкости, тампонажный раствор в приготовленном объеме, 0,1 м3 буферной жидкости и продавочную жидкость в объеме, необходимом для выдавливания тампонажного раствора из колонны ГТ. Одновременно поднимают колонну ГТ до верхней границы цементного моста. Выдерживают в течение 5 мин. Приподнимают колонну ГТ на 5 м выше верхней границы цементного моста. Прямой промывкой в полуторакратном объеме скважины выше цементного моста вымывают излишки тампонажного раствора из скважины. Извлекают колонну ГТ из скважины со скоростью 0,28 м/с. 2 ил.

Изобретение относится к области ремонта скважин, в частности к способу для разбуривания скважинного оборудования. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к области ремонта скважин, в частности к способу для разбуривания скважинного оборудования. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для направленного вскрытия продуктивного пласта в горизонтальной скважине с обсадной колонной и проведения гидравлического разрыва пласта. Секционный гидропескоструйный перфоратор содержит полый корпус, состоит из муфты, отдельных секций с радиальными отверстиями и установленными в них струйными насадками, центраторов, отдельные секции соединены между собой проставками. В секциях радиальные отверстия выполнены под заданным углом относительно оси корпуса. В секциях отверстия выполнены со смещением вверх от оси корпуса. Диаметр отверстий в секциях меньше, чем диаметр отверстий в муфте и в проставках, снабженных снаружи жесткими центраторами. Муфта, секции и проставки разделены между собой подшипниками и стянуты валом с навернутыми на него с двух сторон гайками. Вал установлен эксцентрично относительно оси корпуса и жестко соединен с отдельными секциями, а гайки контактируют с муфтой и последней заглушенной подшипниками секцией. Муфта, отдельные секции и проставки герметично разделены между собой уплотнительными элементами, а отдельные секции имеют возможность совместного вращения с валом относительно неподвижных муфты и проставок. Струйные насадки запрессованы в отдельные секции, выполнены из твердосплавного материала под конус, оснащены наружной и внутренней коническими поверхностями, сужающимися наружу от отдельной секции полого корпуса. Радиальный вылет запрессованной в отдельную секцию струйной насадки меньше радиального вылета центраторов муфты и проставки, а диаметр струйной насадки соответствует шести диаметрам зерен фракции проппанта. Изобретение позволяет выполнить гидропескоструйную перфорацию в обсадной колонне скважины в направлении минимального напряжения пласта независимо от положения устройства в стволе скважины, повысить эффективность и надежность работы, исключить закупоривание отверстия струйной насадки проппантом. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов. Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума включает спуск в скважину колонны гибких труб (ГТ) и фиксацию глубины спуска, закачивание по колонне ГТ аэрированной промывочной жидкости, очистку призабойной зоны от кольматирующих отложений промывкой и транспортирование их циркуляцией в желобную емкость. При этом спуск колонны ГТ, оснащенной грушевидной насадкой на конце, осуществляют в скважину до глубины на 50 м ниже устья скважины. Запускают азотный компрессор в линию колонны ГТ и проводят аэрирование промывочной жидкости, находящейся в скважине, с одновременным доспуском колонны ГТ до глубины начала фильтровой части хвостовика. После чего запускают насосный агрегат с подачей промывочной жидкости в линию ГТ. Затем производят очистку призабойной зоны скважины промывкой аэрированной жидкостью в четыре цикла. Причем каждый цикл состоит из перемещения колонны ГТ со скоростью 1 м/с до забоя с одновременной промывкой аэрированной жидкостью. По достижении забоя перемещение колонны ГТ прекращают. Промывают скважину аэрированной жидкостью в течение 30 мин. Затем отключают насосный агрегат и азотный компрессор. Выдерживают технологическую паузу в течение 30 мин. При этом отбивают уровень жидкости в скважине эхолотом. Далее производят подъем колонны ГТ до глубины на 50 м ниже устья скважины. После чего вышеописанный цикл повторяют три раза. Затем производят обработку призабойной зоны пласта закачкой 8% соляной кислоты в интервале горизонтальной части ствола от начала фильтровой части хвостовика до забоя по 0,2 м3 на каждые 50 м с последующей продавкой соляной кислоты в пласт пресной водой. Техническим результатом является повышение качества очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками. Заглушки в перфорированных отверстиях хвостовика выполнены пустотелыми дюралевыми. Хвостовик сверху оснащают проходным пакером, спускают в горизонтальную часть ствола до забоя и сажают пакер в обсаженной части ствола скважины. На устье горизонтальной скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снизу вверх оснащают долотом, скважинным осциллятором, гидравлическим забойным двигателем - ГЗД, после чего спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 8 м/мин до вхождения долота в хвостовик. Во время разбуривания создают циркуляцию технологической жидкости под давлением, не превышающим давление на продуктивный горизонт через ГЗД, и удаляют заглушки по всей длине фильтра хвостовика. В процессе удаления заглушек контролируют вес инструмента, чтобы скорость спуска колонны ГТ не превышала нагрузку на ГЗД более 200 кг, и не допускают заклинивания ГЗД. В процессе углубления через каждые 10 м производят расхаживание колонны ГТ. При возникновении затяжек при нагрузке в процессе расхаживания, равной 8 т, углубление не производят. При достижении долотом забоя поднимают колонну ГТ с ГЗД и долотом вращением из скважины. Предлагаемый способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума позволяет повысить надежность и эффективность удаления заглушек, сократить продолжительность технологической операции. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины. Нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом. Перед проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза. После проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа. На первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины. Повышается надежность и качество промывки, упрощается реализация способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг. Приводят в работу штанговый насос под действием перемещений колонны штанг, подают высоковязкой нефть к устью скважины по колонне НКТ и проводят отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ с возможностью прямой промывки. После приведения в работу штангового насоса и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы. Если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину. Если отклонение составляет от 5 до 30% от начальных значений, то останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство в нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза. После чего производят повторное снятие динамограммы. Определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений. Если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100% от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце. Производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта. В процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет снижения интенсивности процесса отложений АСПО на внутренних стенках скважины, разрушения водонефтяной эмульсии и увеличения объёма отбора высоковязкой нефти из скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и капиллярной трубки, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке. В качестве насоса используют винтовой насос с верхним приводом от колонны насосных штанг. В качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют растворитель парафинов нефтяной. За 12 ч до запуска привода винтового насоса осуществляют импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта. Перед запуском винтового насоса подачей растворителя насосом-дозатором заполняют капиллярную трубку растворителем от интервала приема винтового насоса до устья, прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку, выставляют максимальную нагрузку по току на привод винтового насоса в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя привода винтового насоса. Запускают привод винтового насоса с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин. После запуска привода винтового насоса осуществляют подачу растворителя по капиллярной трубке на прием винтового насоса с расходом 10% от дебита скважины. При росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки снижают обороты ротора до 60 об/мин, производят ступенчатое увеличение подачи растворителя в капиллярную трубку до 20% от дебита скважины. В случае роста нагрузки выше максимального значения и отключения насоса производят обратную промывку горячей нефтью и продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью. Техническим результатом предлагаемого способа освоения скважины с высоковязкой нефтью является повышение надежности реализации способа за счет исключения отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса в работу при повышении эффективности скважинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки оборудования в эксплуатационную колонну горизонтального ствола скважины. Способ включает размещение оптико-волоконного кабеля в непрерывном трубопроводе, оснащенном на нижнем конце насадкой неразъемным в скважинных условиях соединением, спуск в эксплуатационную колонну горизонтального ствола скважины непрерывного трубопровода и колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, эксплуатацию в скважине колонны НКТ с насосом и оптико-волоконного кабеля независимо друг от друга. Неразъемная насадка выполнена в виде ступенчатой уплотнительной пробки, состоящей из самоуплотняющихся манжет, не пропускающих сверху вниз. Ступенчатую уплотнительную пробку размещают в эксплуатационной колонне скважины и под действием гидравлического давления с расходом 4,5 л/с проталкивают до начала поглощения технологической жидкости перфорационными отверстиями эксплуатационной колонны, увеличивают расход технологической жидкости до 19,6 л/с и перемещают ступенчатую уплотнительную пробку с непрерывным трубопроводом до заданного интервала. При отсутствии перемещения ступенчатой уплотнительной пробки производят совместную закачку технологической жидкости с уплотняющими шариками. При этом в процессе перемещения уплотнительной пробки с непрерывным трубопроводом уплотнительные шарики герметизируют перфорационные отверстия эксплуатационной колонны до достижения заданного интервала доставки оптико-волоконного кабеля. После чего в эксплуатационную колонну скважины спускают насос на колонне НКТ, оснащенной снизу перфорированным хвостовиком, до заданного интервала. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности реализации способа, а также в сокращении продолжительности работ. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для очистки забоя от песчаных и гипсовых пробок при текущем ремонте вертикальной скважины. Устройство включает полый корпус с направляющей втулкой в его верхней части. Направляющая втулка снизу жестко соединена с винтовым валом, на винтовом валу размещена ведомая гайка, оснащенная боковыми отверстиями и жестко соединенная снизу с фрезой-рыхлителем. При движении винтового вала вниз его поступательное перемещение преобразуется во вращательное движение ведомой гайки, которое передается фрезе-рыхлителю. Полый корпус снизу оснащен зубцами, расположенными выше нижнего конца фрезы-рыхлителя. Снаружи полый корпус снабжен самоуплотняющейся манжетой, пропускающей снизу вверх, и радиальными отверстиями, выполненными выше самоуплотняющейся манжеты и сообщающимися с боковыми отверстиями ведомой гайки. Винтовой вал внутри оснащен каналом, сообщающим боковые отверстия ведомой гайки с внутренним пространством колонны труб, присоединенной к верхнему концу направляющей втулки. Повышается эффективность очистки забоя скважины и надежность работы устройства, упрощается конструкция и исключается прихват колонны труб. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности призабойной зоны, повышение надежности способа обработки, исключение разрушающего действия кислоты на уплотняющие элементы пакеров. В способе поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины определяют диаметры открытого горизонтального ствола скважины на границах каждого выявленного интервала с пониженной проницаемостью, собирают трубную компоновку, состоящую из заглушки, первого гидравлического пакера, первого патрубка с перфорированными отверстиями, импульсного пульсатора жидкости, разрушаемого клапана, второго патрубка с перфорированными отверстиями и внутренней кольцевой выборкой, второго гидравлического пакера, причем перфорированные отверстия второго патрубка перекрыты изнутри полой втулкой, зафиксированной срезным элементом. Затем спускают трубную компоновку на нижнем конце колонны труб в первый от забоя интервал с пониженной проницаемостью так, чтобы гидравлические пакеры трубной компоновки с обеих сторон открытого горизонтального ствола скважины перекрывали первый интервал с пониженной проницаемостью, закачивают по колонне труб технологическую жидкость и последовательно производят сначала одновременную посадку двух гидравлических пакеров, а затем срезают разрушаемый клапан, производят импульсную закачку соляной кислоты 15%-ной концентрации через перфорированные отверстия первого патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью. Затем на устье скважины в колонну труб устанавливают продавочную пробку и производят ее продавку под действием давления технологической жидкости в колонне труб, при этом продавочная пробка перемещается по колонне труб, садится на полую втулку, разрушает срезной элемент и перемещает полую втулку до упора во внутреннюю кольцевую выборку, при этом полая втулка фиксируется во втором перфорированном патрубке, производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой удаляют продукты реакции свабированием по колонне труб. После в форсированном режиме производят закачку обратной нефтекислотной эмульсии по колонне труб через перфорированные отверстия второго патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью, после чего производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой производят натяжение колонны труб вверх и распакеровывают оба гидравлических пакера трубной компоновки, производят прямую промывку и удаляют продукты реакции из первого интервала с пониженной проницаемостью, после чего извлекают колонну труб с трубной компоновкой из скважины. Для поинтервальной обработки оставшихся интервалов с пониженной проницаемостью каждый раз повторяют вышеописанные технологические операции, начиная с монтажа трубной компоновки и извлечением колонны труб с трубной компоновкой из скважины. 4 ил.

Изобретение относится к устройству для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности работы устройства. Устройство для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой, полый ствол с радиальными каналами, соединяющий проходной корпус основного пакера и цилиндрическую втулку дополнительного пакера, разнесенные по длине, превышающей интервал обработки пласта, а длина полого ствола перекрывает обрабатываемый интервал пласта в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжеты основного и дополнительного пакеров выполнены в виде основного и дополнительного надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. В цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью дополнительного надувного резинового элемента дополнительного пакера с помощью кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в цилиндрической втулке дополнительного пакера, причем полая втулка снабжена снаружи кольцевой проточкой и подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. В полую втулку напротив ее радиального отверстия установлена пробка, зафиксированная разрушаемым элементом в исходном положении, а за пробкой в цилиндрической втулке дополнительного пакера закреплено срезное кольцо, имеющее возможность взаимодействия с пробкой после открытия радиального отверстия полой втулки. На полую втулку телескопически установлен полый корпус, оснащенный внутренней кольцевой выборкой, в котором размещено разрезное стопорное кольцо. Полый корпус зафиксирован в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении после разрушения срезного элемента полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера путем сжатия пружины, фиксации разрезного стопорного кольца, находящегося во внутренней кольцевой выборке полого корпуса в наружной кольцевой проточке полой втулки, и герметичного отсечения радиального отверстия полой втулки цилиндрической втулкой дополнительного пакера, разрушения пробкой срезного кольца, закрепленного в полой втулке, и перемещения полой втулки до упора во внутренний уступ проходного корпуса основного пакера с перетоком жидкости через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом. Подают электрический ток по кабелю и растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу. Осуществляют одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса. При этом на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос. При этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ. Размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве. За 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу. При этом температура работы нагревателя не выше 40°С. По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания призабойной зоны. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной обработки пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта. Устройство включает пакер, разобщитель, содержащий ствол с радиальными каналами, золотник, размещенный в стволе напротив радиальных каналов ствола и закрепленный срезным элементом, опорное кольцо, установленное внутри ствола, седло золотника под запорный элемент, сбрасываемый в устройство при его работе. Золотник подпружинен вниз от опорного кольца ствола. При этом опорное кольцо оснащено внутренней кольцевой выборкой, а запорный элемент выполнен в виде штока, оснащенного наружным цилиндрическим выступом, на котором жестко размещен центратор-уплотнитель. Снизу шток оснащен наружной кольцевой проточкой, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо. При этом шток имеет возможность жесткой фиксации относительно ствола в опорном кольце при взаимодействии наружного цилиндрического выступа штока с седлом золотника с последующим ограниченным осевым перемещением штока и золотника вниз, сжимая пружину до размещения разрезного пружинного кольца штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола. Причем сверху шток оснащен головкой под захват штока ловильным инструментом, спускаемым в скважину на кабеле для расфиксации штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола и извлечения штока из устройства. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с винтовым насосом с приводом от колонны насосных штанг насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента - деэмульгатора дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса. Запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин. Подачу реагента производят по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току. При росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ. В межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке. Повышается эффективность обработки скважины, надежность, увеличивается отбор нефти, исключаются ремонтные работы. 1 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии. Способ включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал пласта с высоковязкой нефтью с последующим разогревом и добычей разогретой продукции насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ. При вязкости высоковязкой нефти свыше 200 мПа·с и содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% в скважину по капиллярному трубопроводу дозировочным насосом подают химическую смесь, состоящую из растворителя в объеме 1% от объема добываемой продукции из скважины и деэмульгатора в объеме 0,15 кг/м3 от объема высоковязкой нефти в добываемой продукции из скважины. Электронагреватель размещают напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, а насос - над электронагревателем. Причем в качестве насоса применяют винтовой насос с трубным якорем. Включают станцию, питающую электронагреватель, и производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью электронагревателем в течение 3 ч. После чего запускают в работу привод винтового насоса с одновременной подачей дозировочным насосом по капиллярному трубопроводу химической смеси на выход винтового насоса. Причем при увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса до 35 А подачу химической смеси на выход винтового насоса увеличивают до 15 л/ч, а при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса до 12 А подачу химической смеси на выход винтового насоса уменьшают до 5 л/ч. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на призабойную зону пласта и повышение надежности работы устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь. Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в интервал пласта с высоковязкой нефтью, разогрев и добычу разогретой продукции вставным глубинным штанговым насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти до 200 мПа·с для отбора высоковязкой нефти применяют скважинный штанговый насос, а при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ. В процессе спуска электронагреватель размещают напротив подошвы пласта, а насос - над электронагревателем, пакер устанавливают на расстоянии 3 м выше приема штангового насоса. Включают станцию, питающую электронагреватель. Производят прогревание призабойной зоны пласта в течение 24 ч, после чего запускают в работу привод штангового насоса с одновременным дозированием на прием штангового насоса химического реагента по капиллярному трубопроводу. Причем в процессе отбора разогретой продукции при увеличении нагрузки на привод штангового насоса выше допустимого значения привод штангового насоса отключают, а подачу химического реагента по капиллярному трубопроводу прекращают и производят обратную промывку пространства между внутренней стенкой колонны НКТ и колонной штанг до очистки. Устройство для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает скважинный электронагреватель с токопроводом, установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, пакер, герметично разделяющий межколонное пространство скважины, вставной глубинный штанговый насос, радиальные отверстия, выполненные в колонне НКТ. Устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом, соединенным с капиллярным трубопроводом, спущенным в скважину и закрепленным клямсами на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом, при этом выше электронагревателя размещен вставной глубинный штанговый насос, а пакер размещен выше штангового насоса, причем выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а между радиальными отверстиями и насосом выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода, при этом в составе колонны НКТ выше пакера установлен обратный клапан, пропускающий жидкость из затрубного пространства в колонну НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. Затем колонну гибких труб ГТ оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины. Затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. Поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола. Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол. Вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. После этого из интервала с первым боковым каналом аналогично выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол. Аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола. По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, а также в возможности реализации способов в наклонном или горизонтальном стволе скважины. Способ включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск на колонне труб в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности и извлечение колонны труб из скважины. При этом после определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны. Затем с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством и осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны. Поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины и заменяют вырезающее устройство на раздвижной расширитель и вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и раздвижным расширителем на конце и последовательно сверху вниз производят удаление остатков разрушенного цементного камня сначала из верхнего, а затем из нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны. После чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: жесткий центратор, нижний водонабухающий пакер, трубу, верхний водонабухающий пакер, разбуриваемый пакер с посадочным инструментом. Спускают компоновку на технологической колонне труб в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, и производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента. Извлекают колонну труб с посадочным инструментом из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины и осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами, создание непроницаемого экрана в интервале водопроявляющего пласта и последующее вымывание водоизоляционного раствора из скважины обратной циркуляцией после начала схватывания водоизоляционного состава. После извлечения из добывающей скважины насосного оборудования проводят геофизические исследования и определяют длину интервала водопроявляющего пласта в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины. Затем в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины спускают дополнительную колонну труб, оборудованную сверху направляющей воронкой и уплотнительным пакером. Ниже уплотнительного пакера дополнительную колонну труб оснащают двумя водонабухающими пакерами длиной по 1 м каждый, соединенными между собой перфорированным патрубком длиной, равной длине интервала водопроявляющего пласта. Внутри дополнительной колонны труб за перфорированным патрубком устанавливают фиксатор. При этом после спуска дополнительной колонны труб в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины и посадки уплотнительного пакера набухающие пакеры размещают на границах интервала водопроявляющего пласта. После ожидания набухания пакеров спускают колонну труб в скважину. Производят закачку водоизоляционного раствора по колонне труб через отверстия перфорационного патрубка в интервал водопроявляющего пласта с образованием водоизоляционного экрана. После чего закачиванием промывочной жидкости с созданием обратной циркуляции вымывают водоизоляционный раствор из дополнительной колонны труб скважины. Производят перфорацию дополнительной колонны труб до и после границ интервала водопроявляющего пласта. Затем в скважину на конце колонны труб спускают гидравлический разъединитель с расширяемой втулкой и обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью скважины. При этом расширяемая втулка на концах оснащена уплотнительными кольцами. Спуск технологической колонны труб в скважину осуществляют до взаимодействия расширяемой втулки с фиксатором. После чего в технологической колонне труб создают избыточное давление и производят радиальное расширение наружу втулки до герметизации уплотнительными кольцами концов перфорированного патрубка дополнительной колонны труб. После чего производят отсоединение гидравлического разъединителя от расширяемой втулки и производят извлечение технологической колонны труб с гидравлическим разъединителем из скважины, спускают в скважину насосное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности реализации способа, повышение качества водоизоляционных работ, исключение обводнения горизонтального участка ствола скважины из интервала водопроявляющего пласта. 5 ил.

Изобретение относится к ремонту горизонтальных скважин и может быть использовано для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы. На устье скважины с горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, спускают в скважину компоновку низа на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины. Перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы. В процессе обратной промывки обратный клапан открывается, и шлам из ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана. При прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается. По мере подъема колонны труб из скважины производят их очистку от шлама в желобную емкость. Повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины. Повышается надежность и эффективность восстановления проходимости ствола скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После образования трещины разрыва в пласте объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две равные части и используют в качестве жидкости-носителя крепителя трещины. Причем в первой части закачивают жидкость-носитель с крепителем трещины - проппантом фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3, а вторую часть разделяют на две равные порции. Сначала закачивают первую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 20/40 меш и проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 40%:40%:20% с концентрацией 800 кг/м3 каждого компонента, а затем закачивают вторую порцию жидкости-носителя с крепителем трещины, состоящим из проппанта фракций 16/20 меш, проппанта с полимерным покрытием фракции 16/20 меш и гранулированной извести в соотношении 20%:60%:20% с концентрацией 1000 кг/м3 каждого компонента. После этого в колонну труб закачивают 25%-ный водный раствор уксусной кислоты в объеме, равном общему объему закачанной жидкости-носителя с гранулированной известью, и продавливают его в призабойную зону пласта технологической жидкостью, выдерживают технологическую паузу на реакцию в течение 4 ч. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины, стравливание давления из скважины. До спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте. Затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения. Затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины. Спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют гидравлический разрыв пласта закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте. Затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порции линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Причем концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа и эффективности проведения ГРП. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода остальное. В качестве буферной жидкости используют глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка плотностью 1130 кг/м, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 25% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора используют 12%-ную ингибированную соляную кислоту, которую закачивают в горизонтальную скважину в объеме колонны НКТ, производят технологическую выдержку для разрушения моста в течение 8 ч, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - повышение герметичности при установке моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заканчивании строительства скважин. При осуществлении способа эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью. На наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер в виде эластичного рукава с отверстиями. При контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах. Производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика, извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. Повышается эффективность и надежность способа, упрощается технология, повышается нефтеотдача продуктивного пласта. 4 ил.

Изобретение относится к ремонту горизонтальных скважин и может быть использовано для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы. При осуществлении способа на устье с открытым горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка длиной 4 м и калибратора, спускают в скважину компоновку низа на конце колонны до начала интервала открытого ствола, производят одновременное вращение колонны с частотой 20 об/мин и прямую промывку по колонне бурильных труб с расходом 10 л/с, далее осевым перемещением колонны относительно открытого ствола со скоростью не более 20 м/ч производят восстановление проходимости ствола. Перед каждым наращиванием колонны труб производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки, извлекают из скважины колонну с компоновкой низа, на конце колонны спускают сферическую воронку с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, производят обратную промывку с расходом 7 л/с, с одновременным перемещением колонны со скоростью не более 0,5 м/с относительно открытого ствола. Перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, по окончании промывки открытого горизонтального ствола скважины извлекают колонну бурильных труб со сферической воронкой и шаблоном из скважины. Повышается надежность и эффективность восстановления проходимости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. На устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта. Далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части. Первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель. По колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте. Затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом. Причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций. Закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1. Причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракций в жидкости-носителе. Выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом. Производят освоение пласта через струйный насос. По окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа. В способе добычи высоковязкой нефти и битума бурят многоствольную скважину, состоящую из основного ствола и пробуренных из основного ствола, расположенных попарно один под другим на расстоянии 15 м в горизонтальном направлении в пределах пласта параллельных верхних и нижних боковых стволов. Затем в верхних боковых стволах многоствольной скважины поочередно выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием трещин гидравлического разрыва пласта по всей длине верхних боковых стволов с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Затем в начальном и конечном участках каждого верхнего бокового ствола попарно бурят вертикальные скважины с пересечением трещин гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с трещинами гидравлического разрыва пласта верхних боковых стволов спускают электроды. На устье многоствольной скважины обвязывают электроды с электрической подстанцией. В основной ствол многоствольной скважины на колонне труб спускают погружной электроцентробежный насос. Запускают в работу электрическую подстанцию и осуществляют прогревание залежи через верхние боковые стволы. Запускают в работу погружной электроцентробежный насос и производят отбор разогретой высоковязкой нефти и битума из нижних боковых стволов погружным электроцентробежным насосом по колонне труб на поверхность. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. На устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером. Спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта. Герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести. Начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой. Причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш. Затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя - гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля. Далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и закачку водоизоляционного материала. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт. Причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины. Затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ), осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины. Причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. В процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции. При повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта. После чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%. При этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью. Затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию. Техническим результатом является повышение качества и технологичности проведения водоизоляционных работ. 3 ил., 1табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт. Способ включает бурение кустовым способом верхней, средней и нижней скважин с вертикальными участками и горизонтальными стволами, расположенными параллельно друг другу, установку в скважины электродов и погружного электроцентробежного насоса, прогревание пласта электрическим током посредством установленных в скважине электродов, отбор разогретых высоковязкой нефти и битума погружным электроцентробежным насосом. Горизонтальные стволы скважин бурят в направлении максимального напряжения σmax горных пород, слагающих пласт. По всей длине горизонтального ствола верхней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Бурят вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола верхней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с горизонтальным стволом верхней скважины спускают электроды, в качестве которых применяют колонны насосных штанг. На устье скважин электроды обвязывают с электрической подстанцией, затем в вертикальный участок средней скважины спускают на колонне труб погружной центробежный насос. Осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол верхней скважины, а добычу разогретых высоковязкой нефти и битума осуществляют из горизонтального ствола средней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. По окончании выработки высоковязкой нефти и битума из пласта на участке между горизонтальными стволами верхней и средней скважин отсоединяют электроды от электрической подстанции и извлекают электроды из вертикальных скважин, а из вертикального участка ствола средней скважины извлекают колонну труб с погружным электроцентробежным насосом. Затем в горизонтальном участке средней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Добуривают вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола средней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта, в вертикальные скважины в интервал их пересечения с горизонтальным стволом средней скважины спускают электроды и на устьях скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией. Спускают погружной центробежный насос в вертикальный участок ствола нижней скважины, осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол средней скважины, а добычу разогретой нефти осуществляют из горизонтального ствола нижней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума, увеличении охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом, повышении дебита разогретой нефти и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт. По способу осуществляют эксплуатацию скважины. В горизонтальную скважину спускают колонну труб. По колонне труб закачивают изолирующий материал в интервал водопритока продуктивного пласта. Осуществляют отбор нефти до обводнения горизонтальной скважины. Из горизонтальной скважины под основным стволом вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол на 50 м длиннее забоя основного ствола. Спускают в скважину колонну гибких труб - ГТ, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем и фильтром, отверстия которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой. Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ, создавая избыточное давление. Одновременно перемещают колонну ГТ вниз до попадания в дополнительный ствол. Доспускают колонну ГТ до забоя дополнительного ствола. На устье скважины в колонну ГТ устанавливают продавочную пробку. Создают избыточное давление в колонне ГТ выше продавочной пробки, проталкивают продавочную пробку и перемещают полую втулку, открывают отверстия фильтра. По колонне ГТ закачивают микроцементный раствор и продавливают его в дополнительный ствол и призабойную зону. Одновременно поднимают колонну ГТ для заполнения дополнительного ствола скважины микроцементным раствором. Прекращают продавку микроцементного раствора при подъеме давления в колонне ГТ до допустимого значения. Извлекают колонну ГТ из скважины и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора. Отсекают дополнительный ствол от основного ствола горизонтальной скважины установкой глухого пакера в интервале зарезки на входе в боковой ствол. Спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос на технологической колонне труб и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. При обводнении добываемой продукции извлекают из скважины технологическую колонну труб с насосом, производят геофизические исследования и определяют обводняющий интервал горизонтальной скважины. Изолируют обводняющий интервал основного ствола горизонтальной скважины. 4 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород. Затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером. Спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом, % мас.: гелеобразователь 12,0 22% соляная кислота (HCl) 22,5 пресная вода 65,5 нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола. Сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава, % мас.: гелеобразователь 12,0 22% соляная кислота (HCl) 68,0 пресная вода 20,0 с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола. Производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором. По окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности развития трещины, качества проведения ГРП, сокращении длительности проведения ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%. В способе поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающем спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования. Выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы. В первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%. Во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%. Затем спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними. Затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. После обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину. Производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачивание жидкости гидроразрыва по колонне НКТ с пакером в низкопроницаемый пласт и создание трещины гидравлического разрыва в низкопроницаемом пласте с последующим креплением трещины закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска колонны НКТ в скважину перфорируют интервал водоносного пропластка низкопроницаемого пласта с образованием перфорационных отверстий. Затем на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают заглушкой, нижними рядами отверстий, пакером, верхними рядами отверстий и дополнительным пакером. Причем внутри колонны НКТ устанавливают подвижную втулку, оснащенную радиальными каналами, герметично перекрывающую в исходном положении нижние ряды отверстий колонны НКТ и сообщающую колонну НКТ через верхние ряды отверстий и перфорационные отверстия с водоносным пропластком. При этом внутри подвижной втулки устанавливают седло, подвижную втулку и седло в исходном положении относительно колонны НКТ фиксируют дифференциальным срезным элементом. Спускают колонну НКТ в скважину, сажают пакер и дополнительный пакер в скважине так, чтобы они герметично отсекали водоносный пропласток с двух сторон, производят изоляцию верхнего водоносного пропластка закачкой и продавкой водоизоляционной композиции по колонне НКТ через верхние ряды отверстий в водоносный пропласток через ее перфорационные отверстия под давлением, в 2 раза меньшим давления гидравлического разрыва пласта, выдерживают технологическую паузу на затвердевание водоизоляционной композиции, после чего с устья скважины сбрасывают в колонну НКТ шар, создают избыточное давление в колонне НКТ. При этом сначала разрушают срезной элемент и под действием избыточного давления выше шара перемещают подвижную втулку по колонне НКТ вниз до упора в заглушку колонны НКТ, продолжают повышать избыточное давление в колонне НКТ и вновь разрушают срезной элемент. При этом под действием избыточного давления выше шара седло перемещают вниз до упора в заглушку. Верхние ряды отверстий колонны НКТ герметично отсекаются подвижной втулкой, а нижние ряды отверстий колонны НКТ посредством радиальных каналов подвижной втулки сообщаются с колонной НКТ. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом. В процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном. Капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. Колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта. После спуска в скважину запускают насос в работу и начинают добычу продукции. На устье осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде. В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют реагенты, в качестве которых применяют соответствующие ингибиторы солеотложений с соответствующим расходом. Периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье и ее анализ. При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л. Повышается эффективность предотвращения отложений. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Горизонтальный ствол скважины бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения. На нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон. Поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации. Далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин. Причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины. После герметизации заколонного пространства скважины пакером производят охлаждение призабойной зоны пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газообразного азота с температурой от минус 40 до минус 45°C. Далее производят гидроразрыв закачкой по колонне насосно-компрессорных труб смеси соляной кислоты с добавлением азота в количестве, необходимом для получения солянокислотной пены с содержанием пены 57% на забое скважины. Затем в трещину гидроразрыва по колонне насосно-компрессорных труб производят закачку перегретого пара с температурой 220°C, причем объем закачиваемого в трещину пара выбирают равным или превышающим объем закачанной солянокислотной пены и объем колонны насосно-компрессорных труб, после чего осваивают скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва карбонатного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для испытания пакера, имеющего в конструкции резиновый надувной элемент, устанавливаемый в скважине. Стенд для испытания надувного элемента пакера содержит имитаторы обсадной и лифтовой колонн с размещенным между ними пакером, гидроцилиндр для создания осевой нагрузки и разгрузки на пакер, насосную установку для создания давления и имитации скважинного давления, плиту, соединенную с имитатором обсадной колонны и зафиксированную к фундаменту с помощью анкерных болтов. Пакер выполнен в виде резинового надувного элемента с внутренней кольцевой полостью и полым штоком, оснащенным рядом радиальных отверстий, сообщающихся с внутренней полостью резинового надувного элемента пакера. Полый шток оснащен двумя центраторами и заглушен с одной стороны, а с другой стороны полый шток через имитатор лифтовой колонны и первый тройник с отводом жестко соединен с гидроцилиндром для создания осевой нагрузки и разгрузки на резиновый надувной элемент пакера. Плита установлена горизонтально, а имитатор обсадной колонны со стороны заглушенного полого штока через переводник с кольцом и второй тройник с отводом и фиксатор соединен с плитой. Отводы обоих тройников оснащены отсекателями с манометрами и обвязаны с насосной установкой для создания давления во внутренней полости резинового надувного элемента и имитации скважинного давления в имитаторе обсадной колонны под резиновым надувным элементом. Предлагаемый стенд позволяет повысить надежность работы и расширить функциональные возможности. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины. Дополнительно производят временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта, перфорируют интервал глинистого прослоя с использованием чередующихся зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, затем спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли глинистого прослоя, осуществляют посадку пакера в скважине, производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта с образованием трещин закачкой гидроразрывной жидкости по колонне НКТ через интервалы перфорации глинистого прослоя. Далее в трещины закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 3-5 м3 с расходом 10 м3/мин. В качестве проппанта используют проппантную смесь. Затем производят крепление трещин порционной закачкой гидроразрывной жидкости и проппантной смеси, начиная с концентрации проппантной смеси 400 кг/м3 со ступенчатым увеличением ее концентрации на 200 кг/м3 в гидроразрывной жидкости в каждой порции и расходом 5 м3/мин. Проппантную смесь готовят на устье скважины в следующем соотношении, мас.%: проппант 12/40 меш. - 30%; проппант 18/20 меш. - 30%; кварцевая мука - 40%. По окончании гидроразрыва низкопроницаемого пласта удаляют временную изоляцию интервала перфорации низкопроницаемого пласта и проводят перфорацию низкопроницаемого пласта с образованием гидравлической связи между стволом скважины и трещиной гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении надежности проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой. 1 ил.

Изобретение относится к эксплуатации скважин для уплотнения кабелей на устье скважины. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти за счет снижения образований асфальтосмолопарафинов и солей на насосном оборудовании и коррозии нефтепромыслового оборудования путем дозирования химических реагентов в скважину по капиллярному трубопроводу. Устройство для уплотнения кабеля погружного насоса и капиллярного трубопровода на устье скважины содержит цилиндрический полый корпус, опорную шайбу, уплотнительные шайбы, нажимной элемент, нажимную гайку и патрубок с пропущенным через него капиллярным трубопроводом. Патрубок жестко соединен с затрубным пространством скважины и оснащен упором, уплотнительным элементом, нажимной шайбой, торцевой гайкой, а также опорной шайбой. К патрубку жестко присоединен отвод, оснащенный вентилем. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом. Одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C. Температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе. Процесс заполнения растворителем производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости. По окончании заполнения растворителем прекращают подачу пара в теплообменное устройство, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель в скважину. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод. Повышается эффективность и надежность обработки, сокращается продолжительность, повышается культура производства. 1 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх