Патенты автора Оснос Владимир Борисович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пакерам, разобщающим внутрискважинное пространство. Пакер извлекаемый включает соединенные верхний и нижний стволы, верхний якорный узел и расположенную ниже между верхним и нижним упорами как минимум одну уплотнительную манжету. Нижний упор жестко соединен с нижним стволом, а якорный узел изготовлен из поджатых внутрь парных плашек, расположенных равномерно по периметру верхнего ствола в окнах полого цилиндрического кожуха между верхним и нижним сужающимися друг к другу конусами, выполненными с возможностью при установке пакера перемещаться навстречу друг другу. Верхний ствол телескопически надет на нижний ствол с возможностью ограниченного стопором перемещения вверх после разъединения соединения стволов при заранее определенной эмпирическим путем нагрузке. Верхний ствол оснащен снизу кольцевыми или резьбовыми наружными проточками. Нижний конус выполнен цельным по периметру и жестко соединен с верхним упором уплотнительной манжеты с возможностью скольжения по стволам, а верхний конус установлен с возможностью перемещения относительно верхнего ствола навстречу нижнему конусу с раздвижением парных плашек благодаря установленному в соответствующей внутренней выборке как минимум одному пружинному кольцу, взаимодействующему с кольцевыми или резьбовыми наружными проточками этого ствола с фиксацией в нижнем - рабочем - положении. Кожух расположен снаружи обоих конусов, вставленных с возможностью ограниченного выступами продольного перемещения относительно кожуха навстречу друг друга и зафиксированных относительно кожуха срезными винтами в разжатом - транспортном - состоянии. Нижний упор жестко соединен с низом нижнего ствола, оснащен снизу внутренней проточкой под срезное кольцо, поджимаемое к проточке по наружной части кольца резьбовой пробкой и соединенное через переходник по внутренней части кольца с тягой, соединяемой со штоком поршня посадочного инструмента. Верхний конус выполнен с возможностью взаимодействия сверху с цилиндром посадочного инструмента. Предлагаемый пакер извлекаемый прост и надежен, позволяет устанавливать пакер на любой глубине скважины с любым наклоном ствола благодаря гидравлическому посадочному инструменту и небольшому количеству простых в изготовлении деталей. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к фармацевтической промышленности, а именно к способу приготовления лечебного средства для наружного применения. Способ приготовления лечебного средства для наружного применения, включающий подачу холодной, горячей питьевой воды и лечебной воды по трубопроводам через смесители в резервуар для получения необходимого лечебного раствора с необходимой температурой, характеризующийся тем, что питьевую воду, минеральные соли, нафталанскую нефть и/или парафины получают из продукции скважины, добывающей сверхвязкую нефть методом паро-гравитационного воздействия - ПГВ, лечебную воду получают путем смешения необходимых для получения нужной концентрации ингредиентов минеральных солей, нефти нафталанской и/или парафины с горячей питьевой водой, которую нагревают в теплообменнике за счет нагрева части питьевой воды при утилизации тепла продукции скважины, а смешение горячей воды с холодной питьевой водой осуществляют перед подачей в резервуар в смесителе - струйном насосе, причем при утилизации тепла в теплообменнике продукцию скважины прокачивают со скоростью, обеспечивающей турбулентный поток для исключения осаждения на стенки парафина и фракций нефти, а воду в теплообменнике нагревают до 40°-60°С для уменьшения образования солей, не растворимых в воде. Вышеописанный способ позволяет упростить и удешевить процесс за счет использования в качестве основы природные продукты, получаемые из продукции скважин, добывающих сверхвязкую нефть, и утилизации тепла этой продукции для нагрева воды для лечебных средств.
Изобретение относится к нефтепереработке. Предложено топливо, включающее в себя продукт каталитического крекинга текучей среды, содержащей топливную смесь, состоящую из 93-99,95 мас.% материала нефтяной фракции и 0,05-7 мас.% материала необогащенного возобновляемого нефтяного топлива, состоящего из продукта измельчения и некаталитической термической обработки углеродсодержащей массы, содержащей целлюлозную биомассу, с превращением по меньшей мере 60 мас.% этой массы в необогащенное возобновляемое нефтяное топливо, имеющее углеродсодержание по меньшей мере 40 мас.% на сухую основу и содержание воды в интервале 10-40 мас.%, при этом необогащенное возобновляемое нефтяное топливо получено из углеродсодержащей массы, включающей 90-50 мас.% целлюлозной биомассы и 10-50 мас.% резиновой крошки и/или отходов полимеров. Также предложен способ получения топлива. Технический результат заключается в расширении арсенала топлив. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких интервалов скважины, отличающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Способ включает спуск в скважину на колонне труб пакеров, разделяющих интервалы закачки жидкости, и устройств распределения закачки, располагаемых напротив интервалов закачки жидкости, проведение геофизических и/или гидродинамических исследований и сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями. При этом перед спуском проводят геофизические и/или гидродинамические исследования для определения фильтрационно-емкостных свойств интервалов закачки и сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями проводят на основе исследований и статистического анализа работы нагнетательных скважин, работающих в аналогичных условиях, устройства распределения закачки изготавливают в виде патрубков, проходное сечение которых выполнено соотносимого друг с другом диаметра для уменьшения гидродинамических потерь, с отверстиями в их стенках необходимого диаметра и/или количества, обеспечивающих на основе гидродинамических расчетов и/или эмпирическим путем необходимые объем и давление закачки в соответствующий интервал закачки. Предлагаемый способ позволяет малым количеством простых технологических операций добиться эффективного распределения закачиваемой жидкости по интервалам закачки, разделенными пакерами, за счет предварительного определения фильтрационно-емкостных свойств этих интервалов и снабжения перед спуском колонны труб патрубками с необходимыми гидродинамическими сопротивлениями для соответствующих интервалов закачки. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, в частности для вовлечения в разработку слабопроницаемых зон пласта залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового ствола с входом на расстоянии от основного вертикального ствола, исключающим их гидродинамическую связь, инициацию образования трещин через боковой ствол в залежи, закачку вытесняющего агента и добычу продукции залежи. При этом вертикальные стволы бурят по любой из известных сеток вскрытия залежи с разделением на нагнетательные скважины для закачки вытесняющего агента и добывающие скважины для добычи продукции, определяют слабопроницаемые зоны залежи с проницаемостью как минимум в два раза меньшей, чем средняя проницаемость залежи. Проводку боковых стволов ведут в слабопроницаемые зоны из близлежащих скважин, в которых инициируют образование трещин в вскрытых зонах термобарохимическим и/или акустико-сейсмическим воздействием с выравниванием проницаемости до средней проницаемости залежи и изоляцией бокового ствола. Предлагаемый способ позволяет выровнять проницаемость слабопроницаемой зоны со средней проницаемостью залежи для выравнивания фронта вытеснения и увеличения дренирования нефти и, как следствие, повысить КИН залежи. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к исследованиям скважин с применением автономного источника питания глубинного оборудования. Скважинный источник питания для глубинного оборудования включает как минимум один корпус с парными полостями, выполненный с возможностью заполнения скважинным флюидом для выработки электрической энергии при помощи разнопотенциальных электродов, блок управления, блок контроля напряжения, каскадный диодный умножитель напряжения – УН, входной модуль и аккумуляторную батарею. Разнополярные электроды получены батареями чередующихся пластин, образуя аноды и катоды. В одной парной полости корпуса расположен кислотный аккумулятор, а во второй – щелочной. Аноды и катоды этих аккумуляторов соединены со входом УН через входной модуль, исключающий взаимное влияние аккумуляторов. Блок управления выполнен с возможностью определения напряжения на каскадах УН и направления допустимого максимального из них для зарядки аккумуляторной батареи, выход которой через блок контроля напряжения соединен с глубинным оборудованием. Предлагаемый скважинный источник питания для глубинного оборудования позволяет работать независимо от pH -фактора скважинного флюида и использовать колебания вырабатываемого электрического тока для генерации необходимого напряжения для работы глубинного скважинного оборудования, при этом позволяет проводить обслуживание его в полевых условиях из-за отсутствия химически активных компонентов внутри корпуса. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для центрирования внутрискважинного оборудования. Технический результат – надежность удержания кабеля при спуске в скважину. Центратор скважинного оборудования включает полую втулку с продольными направляющими ребрами, расположенными равномерно по периметру втулки. Втулка изготовлена с возможностью перемещения между установочными муфтами наружной цилиндрической поверхности скважинного оборудования или трубы, спускаемых в скважину. На боковых поверхностях ребер выполнены продольные проточки, изготовленные с возможностью установки между обращенными к друг другу проточками пластины, изгибаемой в пределах упругой деформации и удерживающей проходящий между соответствующими ребрами кабель. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промысловому оборудованию для сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. Система включает сборный трубопровод, идущий от добывающих скважин через групповые замерные установки, напорный трубопровод до установки подготовки нефти с сепарационной установкой через дожимную насосную станцию, эжектор, размещенный между сборным трубопроводом, сообщенным с камерой низкого давления эжектора, и напорным трубопроводом, сообщенным с выходом из эжектора. Вход эжектора оснащен для подачи воды напорной линией, которая соединена с системой поддержания пластового давления при помощи гребенки для отбора части воды, идущей к нагнетательным скважинам. Для поддержания работы эжектора в пределах максимальной эффективности сборный трубопровод могут дополнительно оснащать датчиком давления на входе в эжектор, снабженный байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления. Для контроля обводненности перекачиваемой продукции до и после эжектора сборный и напорный трубопроводы могут быть дополнительно оснащены соответствующими пробоотборниками. Предлагаемая система является простой и надёжной и позволяет эксплуатировать ее на удаленных месторождениях за счет использования для прокачивания через эжектор воды, частично отбираемой с системы поддержания пластового давления. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Система включает напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод. При этом как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивными погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности. Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин позволяет снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться для эффективной закачки бинарных смесей в продуктивный пласт. Предложен способ закачки бинарных смесей в пласт, включающий определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство минимум двух скважин с параллельными стволами в пласте и гидравлически сообщенных между собой, закачку отдельных компонентов бинарной смеси в соответствующие близлежащие скважины в направлении навстречу друг другу до их смешения между собой с получением бинарной смеси. При этом перед закачкой также определяют основное направление распространения трещин при гидроразрыве пласта. Стволы в пласте строят горизонтальные с направлением поперек основного направления распространения трещин в пласте, гидравлическое сообщение между скважинами обеспечивается гидроразрывами пласта в горизонтальных стволах скважины. После определения требуемого интервала закачки бинарного состава закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно. Сначала закачивают первый компонент через одну скважину, продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой во второй ниже пластового давления. Первый компонент закачивают до достижения по трещинам требуемого интервала пласта между стволами скважин, после чего во второй скважине поднимают давление для выдавливания первого компонента из трещин в пласт. После технологической выдержки, снижают уровень жидкости откачкой в первой скважине ниже пластового давления, а второй компонент закачивают через вторую скважину до достижения по трещинам требуемого интервала, после чего в первой скважине поднимают давление для выдавливания второго компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивается равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта. Предлагаемый способ закачки бинарных смесей в пласт позволяет более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок, в частности в качестве элемента устьевого привода штангового глубинного насоса. Канатная подвеска устьевого скважинного штока включает разделенные полыми вставками верхнюю и нижнюю траверсы. На верхней траверсе установлен корпус в виде перевёрнутого стакана, охватывающего устьевой шток, с упругим элементом внутри, а нижняя выполнена с возможностью соединения с канатами устьевого привода при помощи полых вставок. Клиновой зажим устьевого штока установлен сверху корпуса. Опорная втулка установлена снизу упругого элемента и взаимодействует с верхом верхней траверсы и охватывает устьевой шток. Упругий элемент выполнен в виде пружины сжатия, выполненной с возможностью охвата устьевого штока. Опорная втулка изготовлена в виде стакана, открытого сверху. Корпус и опорная втулка вставлены друг в друга коаксиально с возможностью ограниченного продольного перемещения навстречу друг другу. Корпус выполнен сборным, состоящим из стенки и крышки, выполненной с возможностью контролируемого продольного перемещения относительно стенки с фиксацией в выбранном положении для обеспечения необходимого предварительного сжатия пружины. Повышается надежность и долговечность за счет использования в качестве упругого элемента пружины сжатия с регулированием первоначального усилия. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для очистки ствола скважины, в том числе и горизонтального. Способ включает спуск в скважину на колонне невращающихся труб корпуса с разрушающей головкой с забойным двигателем, который обеспечивает во время прокачки промывочной жидкости через бурильные трубы с созданием определённого перепада давлений вращение разрушающей головки при разрушении пробки. Разрушающуюся головку оборудуют центральным гидромониторным каналом. Перепад давлений для импульсного вращения двигателя происходит благодаря возвратно-поступательному перемещению забойного двигателя в виде ударника, который создают при упоре разрушающей головки на разрушаемую породу и частичном перекрытии гидромониторного канала. Корпус сверху оснащен кольцевой камерой, сообщенной с наружным пространством. Разрушающая головка вставлена внутрь корпуса с возможностью вращения и сверху на торце по периметру оснащена наклонными с одной стороны выборками. Упор поджат сверху пружиной, вставленной в кольцевую камеру, к торцу режущей головки полого ударника. Упор верхней частью герметично вставлен в кольцевую камеру. На нижнем торце ударника расположены по периметру наклонные с одной стороны выступы под выборки режущей головки. Для перемещения вверх ударника между внутренним кольцевым сужением корпуса и расположенным выше кольцевым выступом ударника расположена кольцевая гидравлическая камера, сообщённая с внутренней полостью ударника. Выше камеры корпус оснащен радиальными отверстиями, выполненными с возможностью сообщения с камерой при перемещении вверх ударника. На внешней поверхности кольцевого выступа ударника выполнен кольцевой фигурный паз из симметричных верхних и нижних чередующихся проточек, соединенных последовательно наклонными проточками через ее боковую стенку. В противоположные верхние проточки вставлены парные симметричные упоры корпуса с возможностью последовательного перемещения. Обеспечивается возможность пройти неплотные пробки за счет гидромониторного воздействия, а плотные участки пробок при помощи механического воздействия, не тратя энергии при размыве пробки на вращение разрушающей головки, а при механическом разрушении на гидромониторное воздействие, причем в автоматическом режиме. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных скважин для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола. Способ включает сборку компоновки низа бурильной колонны - КНБТ, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка и калибратора, спуск в скважину КНБТ на конце колонны бурильных труб, восстановление проходимости ствола с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу, извлечение из скважины КНБК, спуск режущей головки с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, проходку с обратной промывкой относительно открытого горизонтального ствола по всей ее длине, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса. Производят анализ породы пласта, из которого определяют необходимую скорость проходки и скорость прокачки жидкости для получения разрушаемых частиц величиной, исключающей застраивание при прокачке между КБНК и стенками скважины. Скорость прокачки выбирают из условия обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц. По полученным параметрам выбирают забойный двигатель, который устанавливают перед спуском выше КБНК. При проходке и извлечении шаблона и режущей головки скорость потока жидкости при прямой и/или обратной промывке поддерживают не менее обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц. Снижается вероятность аварийных ситуаций, связанных с неполным вымыванием породы из горизонтального ствола скважины при прямой и/или обратной промывке, практически до нуля, расширяются функциональные возможности благодаря возможности использования в горизонтальных стволах с любой породой и любой глубиной залегания. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровой технике, и предназначено для контроля положения ствола горизонтальной скважины между кровлей и подошвой пласта - коллектора. Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении, включающий установленные в кожухе телесистемы два блока датчиков гамма-каротажа, один из которых выполнен направленным. Блоки датчиков гамма-каротажа расположены в измерительном гамма-модуле с каналом связи с блоком телесистемы и снабжены электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор. При этом выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы. Силовой выход телесистемы соединен с системой управления отклонителя режущей головки с забойным двигателем. Блоки датчиков выполнены направленными и расположены соответственно сверху и снизу диаметрально противоположно в кожухе телесистемы, установленного с возможностью вращения относительно статора забойного двигателя и оснащенного со стороны нижнего датчика утяжелителем для ориентации кожуха под действием гравитации. При этом отклонитель изготовлен в виде первого и второго расположенных на расстоянии 28-36 м жестко зафиксированных центраторов с расположенным между ними подвижным в продольном направлении центратором. Причем первый из жестко зафиксированных центраторов установлен на статоре в непосредственной близости от ротора, вращающего режущую головку. Система управления выполнена в виде цилиндрического корпуса, зафиксированного между первым и вторым центраторами с реверсивными электродвигателями, расположенными равномерно по периметру, продольные роторы которых выполнены полыми с внутренней резьбой для синхронного перемещения резьбовых толкателей, жестко соединенных с подвижным центратором для перемещения в диапазоне ± 1-2 м от начального положения. Электродвигатели через таймер времени соединены с телесистемой для получения управляющих сигналов. Начальное положение всех центраторов подбирают для горизонтального бурения. Предлагаемое устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении позволяет просто, стабильно и точно определять расположение кровли и подошвы пласта при бурении, регулируя направление ствола в автоматическом режиме. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из продуктивных низкопроницаемых пластов. Техническим результатом является повышение содержания насыщенных углеводородов добываемой продукции и увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет термического воздействия на призабойную зону пласта. Способ включает закачку после падения пластового давления до заданного значения или ниже через скважину вытесняющего агента в газообразном состоянии под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения продукции пласта до точки фазового перехода газообразного состояния в жидкость, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку жидкости в газообразной фазе и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме. До начала эксплуатации скважины проводят исследования кернов из данного продуктивного пласта для определения граничной температуры продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта, а также определение заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной воды, находящейся в продукции пласта, в газообразное состояние - пар и обратно в жидкость. После чего в горизонтальный участок и/или участок с восходящим забоем скважины спускают теплообменник, через который прокачивают теплоноситель с температурой не менее граничной температуры. Вытеснение продукции пласта к забою скважины обеспечивается парами легких фракций и/или воды, нагреваемыми теплообменником, а после снижения температуры под воздействием вакуума, создаваемого при фазовом переходе паров обратно в жидкое состояние, в призабойной зоне скважины формируется сеть трещин, увеличивающих охват пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при очистке нефтегазодобывающей скважины и скважинного оборудования от парафиновых и/или подобных отложений. Способ включает спуск в скважину с насосно-компрессорными трубами (НКТ) и глубинным насосом технологической колонны с клапаном и потокоотклоняющим устройством на конце в интервал отложения парафинов на стенках труб, закачку по технологической колонне теплоносителя до прогрева жидкости внутри НКТ на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов. Технологическую колонну спускают снаружи НКТ после остановки работы насоса. Потокоотклоняющее устройство устанавливают ниже клапана и изготавливают в виде заглушенного снизу патрубка с радиальными однонаправленными отверстиями, диаметр которых и размещение по высоте подбирается исходя из обеспечения равномерного потока пара по высоте. Усилие открытия клапана подбирают для обеспечения при закачке теплоносителя перегретой жидкости по технологической колонне и закачке пара через патрубок на стенку НКТ. После обеспечения излива из затрубья парожидкостной смеси и прогрева жидкости внутри НКТ на устье до температуры не ниже температуры плавления парафинов насос запускают в работу, а в затрубье заливают жидкость с температурой не ниже температуры плавления парафинов в объеме не менее внутреннего объема скважины от устья до входа насоса и производительностью не менее производительности насоса для подъема парафиновых отложений из НКТ на поверхность. Снижаются затраты энергии на нагрев за счет работы в неработающей скважине, повышается эффективность разрушения наружных отложений на поверхности лифтовых труб за счет обработки их парогазовыми струями. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к перепускным скважинным клапанам, управляемым перепадом давлений с устья скважины и предназначенным для промывки скважины или сброса избыточного давления. Клапан перепускной управляемый содержит корпус с кольцевым выступом на внутренней поверхности и сливными радиальными каналами, ограниченно подвижный в осевом направлении золотник, перекрывающий сливные каналы при перемещении вверх и открывающий сливные каналы при перемещении вниз, и пружину сжатия. Золотник снабжен сквозным осевым каналом - седлом, в котором размещен запорный элемент обратного клапана. Кольцевой выступ расположен ниже сливных каналов, пружина установлена между кольцевым выступом и золотником, изготовленным с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности корпуса. Золотник оснащен снаружи расположенными диагонально радиальными штифтами. Штифты для ограничения продольного перемещения вставлены во внутреннюю закольцованную проточку корпуса, выполненную из симметричных чередующихся коротких и длинных продольных выборок, соединенных фигурным пазом. Проточка позволяет при возвратно-поступательном перемещении в корпусе золотника под действием давления и пружины последовательно располагаться соответствующим штифтам в длинных выборках для закрытия сливных каналов и коротких выборках для открытия сливных каналов. Усилие пружины выше усилия давящего на золотник столба жидкости. Достигается технический результат – обеспечение работы в скважинах малого диаметра из-за малого количества вставляемых друг в друга деталей, повышение надежности за счет крупных и простых в изготовлении и обслуживании запорного элемента и седла клапана. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройству для монтажа и демонтажа вращением устьевых герметизирующих устройств. Устройство для монтажа и демонтажа фланца устьевой арматуры включает монтажную цилиндрическую пластину с осевым отверстием в виде правильного многоугольника, и симметричные продольные отверстия вдоль периметра для соединения с фланцем устьевой арматуры, и универсальный патрубок с нижним наконечником, выполненным в виде правильной призмы, совпадающей с многоугольником осевого отверстия монтажной пластины. Монтажная пластина вокруг осевого отверстия из условий прочности и долговечности соединения пластины и наконечника снабжена сверху и снизу технологическими утолщениями, нижнее из которых не больше минимально возможного внутреннего диаметра снимаемого фланца. Осевое отверстие в виде правильной призмы выполнено сверху несквозным, ниже него выполнено по оси пластины резьбовое сквозное технологическое отверстие. Для соединения фланца с пластиной использованы как минимум два кривошипа, каждый из которых изготовлен в виде планки с двумя осями на концах, направленными вниз с возможностью входа в продольные отверстия пластины, и крепежными отверстиями фланца соответственно через равные углы относительно оси пластины. Предлагаемое устройство для монтажа и демонтажа фланца устьевой арматуры позволяет расширить функциональные возможности за счет работы практически с любыми типоразмерами отворачиваемых фланцев, в том числе с крепежными отверстиями фланца больше диаметра пластины, благодаря использованию кривошипов для соединения пластины устройства с фланцем, повысить надежность за счет центрирования пластины относительно фланца и использования соответствующих направляющих пластины и осей кривошипов. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам очистки скважины от отложений, в том числе химическими реагентами, для извлечения скважинного оборудования. Способ включает перед извлечением оборудования прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей пресную воду с плотностью, меньшей плотности пластовой воды, через межтрубное пространство в скважинное оборудование и обратно по колонне технологических труб на поверхность Предварительно определяют минимально и максимально допустимые давления для вскрытого пласта для исключения нарушения его целостности. Перед закачкой промывочной жидкости через межтрубное пространство закачкой газа устьевым насосом снижают уровень скважинной жидкости не менее минимально допустимого по давлению на пласт. Пресную воду закачивают с максимально возможным давлением для пласта с обеспечением интенсивного турбулентного потока для кавитационного воздействия на отложения, при необходимости обработку повторяют. При наличии большого количества осадков в скважине предварительно определяют состав осадка, исходя из которого определяют вид реагента, его объем и время реагирования для растворения осадка. После прокачки турбулентного потока, но перед извлечением скважинного оборудования, в межтрубное пространство закачивают выбранный реагент, плотностью ниже плотности пластовой воды и оставляют на время реагирования с работающим или неработающим оборудованием. Упрощается технология, повышается эффективность использования реагентов.

Изобретение относится к области нефтепромыслового оборудования для механизированной добычи нефти и газа штанговыми скважинными насосными установками. Натяжитель ремней автоматический для станков-качалок включает подвижную раму, установленную на основание станка-качалки с возможностью перемещения в горизонтальной плоскости при помощи ходового винта. Электродвигатель с ведущим шкивом ременной передачи закреплен на столе, который соединен шарнирно с рамой для установки под углом к раме при помощи верхней и нижней пружин. Верхняя пружина выполнена с возможностью поджатия к столу при помощи штока с натяжной гайкой. Шарнир стола расположен со стороны электродвигателя, шток жестко соединен с подвижной рамой и вставлен в отверстие стола со стороны, удаленной от редуктора. Нижняя пружина установлена между столом и рамой в стороне от штока. Натяжитель снабжен упором, ограничивающим отклонение стола от рамы на угол более 15°. Позволяет просто и надежно обеспечить постоянное натяжение ремня в течение всего срока работы станка-качалки за счет переноса шарнира в сторону электродвигателя с ограничением угла отклонения от вертикали в пределах 3-15° и установку нижних пружин независимо от верхних и штока. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно раздельной эксплуатации двух пластов скважины. Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов скважины включает устьевой привод, длинную колонну лифтовых труб, основной штанговый насос, пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, дополнительные станок-качалку и короткую колонну лифтовых труб, установленную выше верхнего продуктивного пласта, и параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выше верхнего продуктивного пласта. Короткая колонна лифтовых труб оснащена дополнительным штанговым насосом, а основной и дополнительный штанговые насосы выполнены вставными, при этом прием каждого из них сообщен внутрискважинным пространством через хвостовик с фильтром. Сетчатый фильтр в хвостовике, расположенном под пакером, зафиксирован с зазором днищем вниз глухой стакан с радиальными каналами, внутри которого расположена подпружиненная вверх полая гильза с сужением внутри, установленная с возможностью продольного перемещения и герметичного перекрытия радиальных каналов стакана в верхнем положении. Основной насос снизу оснащен толкателем, выполненным с возможностью взаимодействия с сужением гильзы и смещения ее вниз относительно стакана для открытия радиальных каналов перед фиксацией в пакере. Технический результат заключается в возможности быстро разобщать пласты после извлечения основного насоса из пакера, установленного между пластами. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а в частности к интенсификации работы скважины. Устройство имплозионно–гидроимпульсное для стимуляции скважин включает трубчатый корпус имплозионной камеры с боковыми каналами, сверху соединенный с односторонним гидроцилиндром с боковыми отверстиями, оснащенным силовым поршнем, соединенным через шток с поршневой головкой, которая вставлена в трубчатый корпус с возможностью продольного перемещения под действием штока силового поршня и сообщения боковых каналов с имплозионной камерой в крайнем положении. Силовой поршень вставлен в гидроцилиндр с возможностью продольного перемещения вниз под действием избыточного давления и перекрытия боковых отверстий до своего нижнего положения. Трубчатый корпус снизу оборудован ограничителем. Шток снизу снабжен кольцевым сужением с внутренним продольным каналом, оснащенным верхними боковыми переточными каналами. Снизу кольцевого сужения закреплен негерметичный упор, подпружиненный вверх от ограничителя и оснащенный боковым выходом, сообщенным с продольным каналом сужения. Головка установлена с возможностью продольного перемещения по кольцевому сужению с герметичным перекрытием верхних боковых переточных каналов при перемещении вверх. Обеспечивается создание переменного имплозионного и компрессионного воздействия на пласт скважины с одинаковыми перепадами давлений независимо от повторности воздействия, а также проведение закачки химических реагентов при необходимости. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Устройство относится к трубопроводному транспорту. Устройство включает раструб, расположенный на выходе из насоса, с расширением от насоса с углом не более α ≤ 20°, переходящим в часть трубопровода с внутренним диаметром, обеспечивающим ламинарный поток жидкости. При снижении гидростатического давления по длине части трубопровода в 2 и более раз внутренний диаметр сужают раструбом с углом не более 20° до средних значений для аналогичных трубопроводов. Причем средство для закручивания потока жидкости устанавливают изнутри сужающегося раструба и в местах с наибольшими потерями напора. Технический результат - снижение потерь напора жидкости в трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к арматуростроению и предназначено для предотвращения обратного потока рабочей среды. Обратный клапан включает корпус с уплотнительными участками, поворотный запорный орган и седло. Запорный орган представляет собой круглый эластичный диск, состоящий из периферийного и центрального участков, причем периферийный выполнен в виде кольца, профиль которого в продольном сечении имеет вид прямоугольного треугольника с обращенной к центру гипотенузой, а центральный - сегмента шара, армированного металлом. Периферийный участок плавно соединен с центральным перемычкой. Корпус со стороны перемычки снаружи снабжен установочной рукояткой, а седло снабжено диффузорным участком на входе. Уплотнительные участки корпуса выполнены в виде расположенных по периферии с двух сторон центрирующих поверхностей, выполненных с возможностью взаимодействия с соответствующими центрирующими поверхностями фланцев с герметизацией соответствующими уплотнительными кольцами по поверхности прилегания. В корпусе с противоположной стороны седла соосно ему выполнена цилиндрическая выборка диаметром, соответствующим наружному диаметру кольца запорного органа с кольцевой проточкой под пружинную шайбу, фиксирующую в цилиндрической выборке кольцо с конусной поверхностью, выполненной с возможностью герметичного прижатия кольца запорного органа к корпусу. Со стороны седла в сегменте шара изготовлена выборка в виде сегмента сферы с диаметром в основании, примерно равным диаметру седла. Предлагаемая конструкция обратного клапана позволяет надежно и герметично зафиксировать корпус во фланце на длительный срок и снизить затраты на перекачку жидкости через обратный клапан, а также на ремонт клапана, связанный с выходом из строя перемычки. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малодебитных и обводненных скважин. Технический результат – повышение эффективности отбора продукции из скважин вскрытого пласта. По способу чередуют циклы накопления жидкости и ее откачки из скважины. Определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта. В процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления при увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки. В цикле накопления предусматривают остановку насоса. В соответствии с изобретением пласт из скважины дополнительно вскрывают в районе кровли для обеспечения возможности дренирования скважинной отстойной нефти выше пластовой воды. Определяют скорость всплывания капель нефти в скважинной жидкости и уровень водонефтяного контакта (ВНК) в скважине. Вход насоса располагают выше уровня ВНК. Отбор продукции прекращают при снижении уровня нефти примерно до уровня входа насоса. По скорости всплывания капель нефти в скважинной жидкости определяют время отстоя нефти, которое принимают за время остановки насоса. 1 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи пластового типа и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. По способу осуществляют бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько дополнительных добывающих скважин с проводкой наклонных стволов из верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи. Наклонные стволы бурят как нисходящие из обводнившихся скважин с зенитным углом 65-85° в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7° по горизонтали. Отбор продукции из добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной. При этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины производят в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин. При обводнении продукции ниже рентабельной, добываемой из наклонного ствола добывающей скважины, забой этого ствола с обводнившимся участком отсекают, после чего продолжают добычу продукции. 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация отбора нефти, сокращение времени прогрева межскважинного пространства пласта, быстрое устранение прорывов теплоносителя в добывающую скважину с одновременным упрощением и удешевлением реализации способа. Способ разработки залежи битуминозной нефти термическим воздействием на пласт включает бурение нагнетательной скважины с размещением в горизонтальной плоскости термонагнетательного участка в нижней части продуктивного пласта и вертикальной добывающей скважины. Добывающую скважину располагают у забоя нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв пара. Обсадную колонну нагнетательной скважины вскрывают от кровли продуктивного пласта до забоя. Горизонтальный ствол оснащают технологической колонной с выходом на расстоянии не менее длины горизонтального ствола от забоя и пакером, изолирующим межтрубное пространство горизонтального ствола от межтрубного пространства наклонного и вертикального участков нагнетательной скважины. Закачку пара производят через термонагнетательный участок - горизонтальный ствол нагнетательной скважины, нагнетая пар по технологической колонне. Вытеснение продукции пласта от наклонного и/или вертикального участков нагнетательной скважины производят закачкой горячей воды по межтрубному пространству. Отбор продукции осуществляют насосом из добывающей скважины. При нагреве продукции в добывающей скважине до температуры возможного прорыва пара выход технологической колонны удаляют от забоя горизонтального ствола на расстояние, исключающее прорыв пара в добывающую скважину. Причем технологическую колонну и пакер могут соединять при помощи скользящей посадки с возможностью смещения выхода технологической колонны в горизонтальном стволе добывающей скважины без извлечения пакера. По мере увеличения отбора продукции пласта из добывающей скважины отделенную попутно добываемую с продукцией воду начинают использовать в качестве горячей воды для вытеснения от наклонного и/или вертикального участков нагнетательной скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к охране окружающей среды, в частности к рекультивации почв, загрязненных нефтью и нефтепродуктами. Предложен способ очистки почвы от загрязнения нефтью и нефтепродуктами, включающий удаление жидких фракций нефти и нефтепродуктов с рекультивированной поверхности, внесение в качестве удобрения-мелиоранта фосфогипса в количестве 8-12 т/га, а после рыхления на глубину 20-30 см - слоя ила природных пресных водоемов в количестве 30-60 т/га с последующим рыхлением на глубину 25-40 см. Способ прост и эффективен в применении в районах с любыми почвами при попадании в них минерализованной воды, загрязненной нефтью и нефтепродуктами. 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин. В одной из них проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60°. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Выделяют участки повышения гипсометрических отметок бурением дополнительной проектной скважины в направлении сейсмопрофилей в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной. Проверяют прогнозный структурный план, скорректированный по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины. Строят добывающую скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях залежи и нагнетательную скважину в пониженных частях залежи. Для залежи определяют минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин. Корректируют по толщине и направлению прогнозный структурный план исследованием вскрытых нефтенасыщенных толщин дополнительной проектной скважиной, сверяя показания ВСП и данного исследования. При бурении дополнительной проектной скважины определяют фактическое положение отметок кровли и подошвы вскрытых нефтенасыщенных толщин с точностью 0,5-1,5 м, исходя из удаленности от проектной скважины, из которой проводились ВСП. Уточняют зоны с толщиной, большей минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин. По способу разбуривают залежь редкой сеткой проектных скважин. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящихся не более чем на 60°. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Выделяют участки повышения гипсометрических отметок. При подтверждении прогнозного структурного плана, скорректированного по результатам ВСП, и наличии рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м строят добывающую скважину. Осваивают ее в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур и строят нагнетательную скважину в пониженных частях структур. Осуществляют отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом для залежи определяют эмпирическим путем минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин. Из скважин, находящихся на расстоянии 500-600 м от пробуренной скважины, дополнительно проводят ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры, расходящихся не более чем на 60°. Исходя из пересечения зон исследования уточняют зоны с толщиной больше минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины. Дополнительное ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры проводят до обеспечения погрешности в определении этих отметок в 1-2 м. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи. Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой горизонтальных стволов в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи. Горизонтальные стволы бурят из обводнившихся скважин в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7°. Отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной. Закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин на одном уровне. Дополнительно могут проводиться геофизические исследования, на базе которых выбирают обводненность продукции, позволяющей максимально повысить коэффициент извлечения нефти и газа и снизить затраты на обезвоживание уже добытой продукции. При увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований интенсивность отбора продукции снижают, а при снижении - увеличивают. Техническим результатом является сокращение объемов воды, используемой для поддержания пластового давления вытесняющего агента при добыче нефти и газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области бурения, текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Устройство включает корпус с направляющей поверхностью сверху, спускаемый на колонне труб, и исполнительный элемент, способный перемещаться в корпусе между транспортным положением и положением фиксации и имеющий поверхность на верхнем конце для зацепления с препятствиями, встречающимися в обсадной колонне. Направляющая поверхность корпуса выполнена с возможностью взаимодействия с бурильным инструментом после установки корпуса в обсадной колонне. Корпус оснащен направляющим каналом, направленным снизу вверх от центра к периметру корпуса, и ниже исполнительного элемента - продольным верхним цилиндром, сообщенным снизу с колонной труб. В цилиндр с возможностью ограниченного перемещения вверх вставлен поршень, соединенный сверху подвижной тягой с исполнительным элементом, который вставлен в направляющий канал в транспортном положении заподлицо с корпусом и изготовлен с возможностью продольного перемещения вдоль направляющего канала с выдвижением при создании давления в верхнем цилиндре и зацеплением своей поверхностью на верхнем конце за нижний край предварительно вскрытого в обсадной колонне окна. Корпус ниже верхнего цилиндра снабжен штоком меньшего диаметра, на конце которого зафиксирован поршень, вставленный в подвижный цилиндр, сообщенный гидравлическим каналом с низом верхнего цилиндра и установленный с возможностью перемещения вверх относительно корпуса под действием избыточного давления с фиксацией в верхнем положении. Между верхним торцом подвижного цилиндра и нижним торцом корпуса на штоке установлена эластичная манжета, изготовленная с возможностью расширения и герметизации внутрискважинного пространства при перемещении подвижного цилиндра вверх. Обеспечивается полное извлечение устройства без уменьшения проходного сечения основного ствола скважины и упрощение его использования. 4 ил.

Изобретение относится к области бурения, текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Клин-отклонитель включает корпус с направляющей поверхностью сверху, спускаемый на колонне труб, и исполнительный элемент, способный перемещаться в корпусе между транспортным положением и положением фиксации и имеющий поверхность на верхнем конце для зацепления с препятствиями, встречающимися в обсадной колонне. Направляющая поверхность корпуса выполнена с возможностью взаимодействия с бурильным инструментом после установки корпуса в обсадной колонне. Корпус снабжен снаружи подпружиненными наружу уплотнительными элементами, перекрытыми в транспортном положении установленным снаружи корпуса стаканом с внутренней упорной поверхностью и выполненными с возможностью взаимодействия с обсадной колонной в положении фиксации после перемещения стакана вверх. Также корпус внутри и выше уплотнительных элементов оснащен продольным нижним цилиндром, сообщенным снизу с колонной труб, и скосом, направленным снизу вверх от центра к периметру корпуса. В цилиндр с возможностью ограниченного перемещения вверх вставлен поршень, соединенный через шарнир сверху тягой с исполнительным элементом, который оснащен снизу снаружи захватом, вставлен в транспортном положении заподлицо с корпусом. Исполнительный элемент изготовлен с возможностью продольного перемещения вдоль скоса с выдвижением при создании давления в цилиндре и зацеплением своей поверхностью на верхнем конце за нижний край предварительно вскрытого в обсадной колонне окна, причем тяга соединена с возможностью продольного перемещения после зацепления исполнительного элемента, взаимодействующего при этом захватом с упорной поверхностью стакана для его перемещения вверх вместе с исполнительным элементом при разгрузке колонны труб с корпусом. Обеспечивается полное извлечение клина-отклонителя без уменьшения проходного сечения основного ствола скважины, расширение функциональных возможностей, упрощение использования. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения его технологичности и удешевления, обеспечения возможности производства спуска, ремонта и обслуживания спущенных конструктивных элементов. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. Разделяют участки пакерами. Осуществляют спуск в скважину насоса и отбор продукции скважины из каждого участка с поддержанием одинаковой обводненности на участках. При этом бурят горизонтальные окончания скважин или выбирают горизонтальные скважины так, чтобы их наиболее продуктивные участки в горизонтальных скважинах располагались последовательно ближе к забою. По мере обводнения продукции наиболее обводненные и продуктивные участки последовательно от забоя отсекают проходными пакерами с регулируемыми клапанами и/или жиклерами, позволяющими поддерживать одинаковую обводненность продукции по всей длине горизонтального окончания скважины при добыче одним насосом, располагаемым над ближним к устью из установленных пакеров. За счет клапанов и/или жиклеров пакеров уменьшают отборы высокопродуктивных участков и выравнивают фронт заводнения около горизонтального окончания скважины, чем удлиняют эксплуатацию скважины в заданном режиме для обеспечения отбора дополнительной продукции. 1 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам бурения на обсадной колонне. Соединительный узел бурового инструмента с обсадной колонной включает обсадную колонну с башмаком, вставленный в обсадную колонну переходник бурового инструмента, плунжер с верхней проточкой, вставленный в переходник с возможностью ограниченного упором перемещения вниз в транспортное положение с возможностью совмещения верхней проточки с подвижными шпонками. Плунжер относительно переходника и башмака зафиксирован в верхнем рабочем положении срезными элементами. Внутренний диаметр башмака изготовлен меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, но больше наружного диаметра бурового инструмента. Башмак оснащен окнами, расположенными на одном уровне и равномерно по периметру, а переходник – отверстиями, совмещенными в рабочем положении с окнами башмака. В отверстия и окна вставлены с возможностью перемещения внутрь переходника благодаря ограничителям шпонки, подпираемые в рабочем положении изнутри плунжером. Переходник ниже упора оснащен проточками под ловильный инструмент, оснащенный расширением, выполненным с возможностью взаимодействия с плунжером и переводом его в транспортное положение. Шпонки сверху и снизу снабжены фасками под соответствующие наклонные поверхности окон башмака. Обеспечиваются надежная фиксация и удержание бурового инструмента с обсадной колонной в процессе бурения, в том числе и при помощи забойного двигателя, а также гарантированное отцепление и извлечение бурового оборудования по окончании бурения. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины. Причем первая пара горизонтальных стволов бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершению строительства горизонтальных стволов, прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные в суммарном выражении пары стволов, при виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора строят дополнительную пилотную скважину с несколькими наклонными и горизонтальными однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами, имеющими одинаковую длину вскрытого участка в залежи. Определяют продуктивность каждого ствола, отбирают два наиболее продуктивных ствола и по направлению этих стволов в вертикальной плоскости строят векторы с началом в дополнительной пилотной скважине, пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученных векторов по направлению в горизонтальной и вертикальной плоскостях оснащают всю залежь добывающими и нагнетательными скважинами. Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяной залежи. 1 пр., 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах. Закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%. Начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности. После увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность. Циклы закачки рабочего агента продолжают по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления. По способу осуществляют бурение пилотной скважины. Определяют по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи. Из пилотной скважины бурят одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, которые направляют в противоположные стороны от скважины. Первую пару горизонтальных стволов бурят перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. При этом после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине. По завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные пары стволов. При виде сверху по направлению пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар с углом между ними, не превышающим 90°. Суммируют полученные векторы. Параллельно направлению полученного вектора оснащают всю залежь горизонтальными добывающими скважинами и нагнетательными скважинами. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта скважин и может быть использовано при строительстве боковых стволов из горизонтальной части ранее пробуренных и обсаженных горизонтальных скважин. Устройство включает ствол с крюком под ответную выборку клина-отклонителя, соединенный с колонной труб. Крюк изготовлен в виде сужающего от ствола сегмента трубы, выполненного с возможностью взаимодействия при провороте колонны труб вокруг оси с выборкой клина-отклонителя, которая изготовлена в виде проточки на его тыльной стороне с осевыми размерами, превышающими размер крюка, и углами, соответствующими углам крюка. Ствол сверху оборудован утолщением диаметром, большим диаметра бокового ствола, и с возможностью взаимодействия с верхним торцом клина-отклонителя для совмещения крюка с выборкой клина-отклонителя. На внутренней поверхности крюка от ствола к вершине выполнена проточка. Ствол снабжен каналом с тангенциальным выходом, совмещенным с проточкой крюка для направления потока жидкости от ствола к вершине крюка, и гидровибратором, установленным выше утолщения. Выборка клина или крюк снабжены технологическим углублением и подпружиненным фиксатором под соответствующее технологическое углубление выборки клина или крюка, который выполнен с возможностью выхода из взаимодействия с углублением при перемещении крюка вниз относительно выборки. Верхний угол крюка относительно перпендикулярной плоскости устройства при вершине крюка выполнен равным 5-10°, а нижний угол - 20-50°. Повышается надежность, облегчается операция захвата клина-отклонителя и удерживания его, появляется возможность отсоединения устройства от клина-отклонителя. 8 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням. Изначально определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении. Затем закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды. Закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя. На время нагнетания в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для доставки геофизических приборов в горизонтальный ствол скважины с целью ее исследования. Устройство включает корпус с конусным наконечником и промывочными каналами, узел фиксации оптоволоконного кабеля и узел соединения с колонной технологических труб. Оптоволоконный кабель пропущен снаружи колонны труб и оснащен равномерно по длине горизонтального ствола датчиками для измерения необходимых параметров. Корпус снабжен снаружи по периметру жесткими центраторами. Колонна труб на конце оснащена полым ниппелем. Узел соединения изготовлен в корпусе со смещением относительно узла фиксации кабеля и выполнен с возможностью герметичного скользящего ограниченного упором соединения с ниппелем колонны труб. Промывочные гидромониторные каналы расположены в районе вершины конусного наконечника и сообщены с узлом соединения. Технический результат заключается в повышении эффективности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве боковых стволов многоствольных скважин из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины. Устройство включает ствол с крюком под ответную выборку клина-отклонителя, соединенный с колонной труб. Крюк изготовлен в виде сужающего от ствола сегмента трубы, выполненного с возможностью взаимодействия при провороте колонны труб вокруг оси с выборкой клина-отклонителя, которая изготовлена в виде проточки на тыльной стороне клина-отклонителя с осевыми размерами, превышающими размер крюка, и углами, соответствующими углам крюка. Ствол сверху оборудован утолщением, выполненным диаметром большим диаметра бокового ствола и с возможностью взаимодействия с верхним торцом клина-отклонителя для совмещения крюка с выборкой клина-отклонителя. Выборка или крюк снабжены технологическим углублением под подпружиненный фиксатор крюка или выборки соответственно, который выполнен с возможностью выхода из взаимодействия с углублением при перемещении крюка вниз относительно выборки. Верхний угол крюка относительно перпендикулярной плоскости устройства при вершине крюка выполнен равным 1-5°, а нижний угол - 12,5-45°. Повышается надежность извлечения клина-отклонителя, упрощается конструкция. 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при разработке многопластовых скважин как для раздельной, так и для одновременной выработки пластов. Устройство содержит патрубок с отверстиями, выполненными напротив каждого из продуктивных пластов, герметично разделенных между собой пакерами, размещенный внутри патрубка, соединенный с насосным оборудованием и заглушенный снизу ниппель, который оснащен боковыми отверстиями, размещенными напротив отверстий патрубка. Отверстия патрубка снабжены управляемыми подпружиненными клапанами, включающими полый стакан, внутри которого размещена втулка с седлом, и шарик, выполненный с возможностью герметичного взаимодействия с седлом втулки, исключая переток продукции обратно в пласт. Ниппель сверху оснащен дополнительным подпружиненным клапаном, пропускающим давление из межтрубного пространства внутрь ниппеля при давлении, превосходящем гидростатическое давление между устьем и входом дополнительного клапана. Регулируемый клапан установлен внутри патрубка. Втулка снабжена изнутри цилиндрической полой вставкой, вставлена в полый стакан с возможностью ограниченного радиального перемещения и подпружинена в сторону ниппеля. Полая вставка выполнена с возможностью герметичного входа в соответствующее боковое отверстие ниппеля при совмещении во время поворота ниппеля с насосным оборудованием, спускаемым на трубах. Технический результат заключается в упрощении обслуживания и экономии времени обслуживания скважины за счет полного исключения спуско-подъемных операций и применения сложного оборудования. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к механизмам для проведения спуско-подъемных операций в скважинах с наклонным устьем. Установка включает подвижное шасси с рамой, на которой установлена с возможностью подъема одним или несколькими гидродомкратами одного конца мачта, оснащенная поворотным рычагом и выполненная с возможностью направления труб в наклонное устье скважины, стойку мачты для механической фиксации мачты под углом, талевый механизм с кронблоком и блоком для подъема труб на мачту, лебедку тяговую для подъема труб по мачте из скважины, узел опорной балки винтового домкрата мачты, предназначенный для ориентации мачты относительно устья скважины, опорные аппарели установки у скважины под шасси и аутригеры, соединенные с рамой и выполненные с возможностью опоры на аппарели и подъема рамы с шасси с фиксацией в рабочем положении. При этом рама выполнена сборной, состоящей из неподвижной и подвижной частей относительно шасси. Причем подвижная часть рамы, на которой установлены основание мачты и гидродомкраты, установлена на неподвижную с возможностью ограниченного продольного перемещения при помощи домкратов, соединяющих части рамы. При этом неподвижная часть рамы соединена с задними и передними аутригерами через выдвижную балку с возможностью ограниченного поперечного перемещения при помощи боковых домкратов, соединяющих выдвижную балку и неподвижную часть рамы. Причем мачта для силового опускания колонны труб в скважину дополнительно оснащена одной или несколькими лебедками, нижняя опора которых размещена на неподвижной части рамы, а свободный конец оснащен механизмом захвата верхнего конца опускаемой в скважину колонны трубы. При этом каждый аутригер изготовлен из сочетания гидравлического и механического подъемника для фиксации неподвижной части рамы на необходимой высоте относительно опорных аппарелей. Технический результат заключается в повышении эффективности установки. 3 ил.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов. Технический результат - беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину и центрирование ее во время цементирования обсадной колонны. Центратор обсадной колонны включает центрирующие металлические пластины, закрепляемые равномерно по периметру на кольцах, стопорные кольца, закрепленные на обсадной колонне, и полости, заполненные водонабухающим полимером. Cтопорные кольца установлены сверху и снизу центратора. Полости под водонабухающий полимер выполнены в виде кольцевых внутренних выборок в стопорных кольцах, обращенных в сторону колец центратора, которые вставлены в кольцевые выборки стопорных колец с возможностью продольного перемещения под действием расширяющегося водонабухающего полимера. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами. Устройство содержит лифтовую колонну, насосную установку и устьевую запорную арматуру. Имеется также отводящий продукцию патрубок. Он сообщен с лифтовой колонной. В состав устройства входи и обратный клапан. Этот клапан выполнен с регулируемым открыванием для обеспечения необходимого уровня жидкости в затрубном пространстве и сообщен с лифтовой колонной выше соединения лифтовой колонны с отводящим патрубком. Упомянутый патрубок за пределами устьевой арматуры изготовлен восходящим от устьевой запорной арматуры на высоту не менее внутреннего диаметра отводящего патрубка. Сброс нефтяного газа предусмотрен через лифтовую колонну с использованием соответствующего хода плунжера штангового насоса или остановки и последующего запуска электропогружного насоса. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины. Способ включает вскрытие окна в обсадной колонне первичного ствола скважины и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием извлекаемого клина-отклонителя, спуск хвостовика с обсадными трубами на устье дополнительного ствола скважины с последующей герметизацией дополнительного ствола скважины, разбуривание верхней части хвостовика. Клин-отклонитель с якорем извлекают до спуска хвостовика, который оснащают в районе окна продольно-гофрированной подвеской или изготавливают в виде продольно-профильной трубы. На поверхности продольно-профильной трубы перед профилированием выполняют поперечные кольцевые проточки, а на поверхности закрепляют продольные ребра жесткости. Хвостовик размещают в дополнительном стволе при помощи прикрепленного снизу направляющего башмака. Выправление гофрированных участков хвостовика осуществляют избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием в дополнительном стволе. Разбуривание верхней части хвостовика осуществляют в три этапа, на первом производят вырезание направляющего окна в хвостовике для создания сообщения с основным стволом, на втором - развальцовку верхней части хвостовика до прижатия его к стенкам первичного ствола выше окна, на третьем - удаление верхней части хвостовика, находящейся в первичном стволе. Устройство для разбуривания верхней части хвостовика для реализации способа включает инструмент с режущими элементами, спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения при разбуривании. Снизу устройства размещен сверлящий инструмент. Между сверлящим и режущим инструментами установлен вальцующий инструмент с вращающимися выдвижными роликами, которые смещены по диаметру относительно режущих элементов. Расстояние между сверлящим и вальцующим инструментами не менее длины окна в продольном направлении первичного ствола. Режущие элементы режущего инструмента выполнены раздвижными. Обеспечивается надежное механическое соединение между обсадными колоннами стволов многозабойной скважины, сохранение проходного сечения первичного ствола скважины, снижение временных, трудовых и материальных затрат на строительство дополнительного ствола из ранее пробуренных и обсаженных скважин. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 ил.

 


Наверх