Патенты автора Зиятдинов Радик Зяузятович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. На устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить вероятность герметичной посадки пакера; запустить скважину в эксплуатацию сразу после герметизации эксплуатационной колонны без дополнительного спуска насосного оборудования; увеличить межремонтный период эксплуатации скважины; cнизить затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны; исключить блокировку продуктивного пласта; сократить длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны. 4 ил.

Изобретение относится к cпособу герметизации эксплуатационной колонны. Техническим результатом является обеспечение герметичной посадки пакера за одну спускоподъемную операцию. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. На устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера. Механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера. Размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта. Производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве. Отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент. На устье скважины собирают и спускают компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа. Обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика. Собирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовую колонну НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства. Затем спускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с. Производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу. 4 ил.

Изобретение относится к cпособу герметизации эксплуатационной колонны. Техническим результатом является обеспечение герметичной посадки пакера за одну спускоподъемную операцию. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. На устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера. Механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера. Размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта. Производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве. Отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент. На устье скважины собирают и спускают компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа. Обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика. Собирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовую колонну НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства. Затем спускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с. Производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу. 4 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах. Способ включает бурение скважины в продуктивном пласте, определение фильтрационно-емкостных свойств пород и выявление интервалов продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, спуск колонны труб в скважину, проведение поинтервального ГРП в открытом стволе скважины путем формирования перфорационных каналов и трещин закачкой гелированной жидкости разрыва. На устье скважины на нижний конец колонны труб снизу вверх устанавливают следующую компоновку: заглушку, гидромониторную насадку с соплами, перепускной клапан, хвостовик, технологический пакер, свабный ограничитель, спускают колонну труб с компоновкой в наклонный ствол скважины так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующего верхнему продуктивному пласту, производят в этом интервале ГРП с формированием трещины закачкой гелированной жидкости, в качестве которой используют гелированную кислоту, и креплением трещины проппантом, по окончании проведения ГРП перемещают колонну труб с компоновкой в следующий интервал с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующий нижележащему продуктивному пласту, и производят ГРП с формированием трещины и креплением трещины проппантом, аналогичным образом перемещая колонну труб с компоновкой к забою скважины, выполняют ГРП в оставшихся интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в соответствующих нижележащих продуктивных пластах, причем с каждым последующим выполнением поинтервального ГРП сокращают длину формируемой трещины путем снижения объемов закачиваемой гелированной кислоты и концентрации проппанта для крепления сформировавшейся трещины в каждом интервале проведения ГРП, причем используют проппант фракции 40/70 меш., по окончании выполнения ГРП в колонну труб сбрасывают шар, создают в колонне труб давление, достаточное для разрушения срезного винта перепускного клапана, при этом втулка перепускного клапана перемещается вниз и герметично изнутри перекрывает сопла гидромониторной насадки, сажают технологический пакер в обсаженной части скважины и осваивают скважину со снижением уровня жидкости до 1000 м, с откачкой жидкости из скважины в желобную емкость в объеме 25 м3, с отбором проб на рН фактор, если значение рН менее 4, продолжают откачку до рН более 4, с отбором проб через каждые 10 м3 откачанной жидкости, после чего прекращают освоение скважины, распакеровывают технологический пакер и извлекают колонну труб с компоновкой из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа в многопластовой залежи с подошвенной водой. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины. Согласно изобретению закачивают гелеобразную жидкость разрыва с 1 т кварцевого песка со ступенчатым увеличением концентрации кварцевого песка в процессе закачки гелеобразной жидкости разрыва. Далее производят циклическую закачку состава сульфаминовой кислоты в 4 цикла с увеличением порции закачиваемого состава сульфаминовой кислоты на 1,5 м3 с каждым циклом. По окончании закачки последней порции состава сульфаминовой кислоты в скважину закачивают СО2 в жидком состоянии в объеме 10% от общего объема состава сульфаминовой кислоты. Затем продавливают 2%-ный водный раствор КСl в объеме 1,1 от объема скважины. При этом в процессе ГРП все компоненты закачивают с одним значением расхода, останавливают процесс ГРП, осуществляют выдержку в течение 24 ч, ступенчато стравливают давление до нуля по 5,0 МПа с выдержкой 10 мин, удаляют продукты реакции кислоты с породой пласта свабированием, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в увеличении роста трещины в процессе проведения ГРП; повышении эффективности реализации способа в карбонатных коллекторах и залежах высоковязкой нефти; повышении производительности скважины при последующей ее эксплуатации; сохранении коллекторских свойств призабойной зоны пласта; снижении износа применяемого оборудования.

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта (ГРП) и может быть применено для определения ориентации трещины в горизонтальном стволе скважины, полученной в результате ГРП. Способ включает проведение ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва до и после проведения ГРП геофизическим методом путем спуска на колонне труб геофизического прибора в интервал перфорации пласта, подлежащего гидроразрыву. Перед проведением процесса ГРП в горизонтальном стволе скважины в интервале перфорации обсаженного ствола или интервале ствола, через который планируется проведение ГРП, геофизическим методом проводят нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т(1), затем осуществляют проппантный ГРП с применением жидкости разрыва на основе сшитого геля с использованием боратных сшивателей, после проведения ГРП осуществляют технологическую выдержку до спада давления до нуля, затем свабированием осуществляют отбор из скважины жидкости в объеме (Vo): Vo=k⋅Vг, где Vг - объем использованной для проведения ГРП гелированной жидкости, м3; k - коэффициент перевода, k=0,1, далее замещают жидкость в скважине на жидкость с плотностью, равной плотности жидкости при проведении первого ННК-Т(1), затем проводят повторный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т(2) с применением того же геофизического прибора и при той же скорости прохождения в стволе горизонтальной скважины в интервале проведенного гидроразрыва, сравнивают записи проведения ННК-Т(1) с записью проведения ННК-Т(2) в интервале проведения ГРП и определяют пространственную ориентацию трещины в горизонтальном стволе скважины, если длина участка с искажением записи ННК-Т(2) после проведения ГРП - L2' относительно длины записи ННК-Т(1) до проведения ГРП - L1 и если L2'=L1 с отклонением до 2 м, то трещина ГРП ориентирована вдоль горизонтального ствола скважины, если L2''≤0,5⋅L1, то трещина ГРП ориентирована под углом 30÷60° относительно горизонтального ствола скважины, если L2'''≤0,25⋅L1, то трещина ГРП ориентирована под углом 60+90° относительно горизонтального ствола скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности определения направления пространственной ориентации трещины в горизонтальном стволе скважины. 4 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика, поинтервальное выполнение группы перфорационных с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта (ГРП) с образованием разветвленных трещин с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины. В процессе спуска хвостовика в горизонтальный ствол скважины его оборудуют муфтой-кольцом, выполненным из разбуриваемого материала, после крепления хвостовика в горизонтальном стволе скважины на устье скважины на нижний конец колонны труб собирают компоновку снизу вверх, включающую обратный клапан, пропускающий от забоя к устью, перфоратор, перепускной клапан, далее спускают колонну труб в горизонтальный ствол скважины в ближайший от забоя интервал нефтенасыщенного пласта. При этом в процессе спуска колонну труб снабжают герметизирующими втулками, количество которых соответствует количеству нефтенасыщенных интервалов пласта. Через сопла гидромониторного перфоратора выполняют группу перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта. Затем обратной промывкой вымывают из горизонтального ствола скважины отработанную жидкостно-песчаную смесь, далее перемещают колонну труб вниз и устанавливают перепускной клапан посередине нефтенасыщенного интервала пласта, напротив группы перфорационных отверстий, при этом герметизирующая втулка входит в муфту-кольцо. Сбрасывают бросовый элемент в колонну труб, создают гидравлическое давление в колонне труб, при этом втулка перепускного клапана смещается, сжимая пружину, открываются радиальные отверстия перепускного клапана и, не сбрасывая давления закачки, выполняют ГРП с последующим креплением трещин. По окончании крепления трещин проппантом в нефтенасыщенном интервале пласта удаляют проппант из горизонтального ствола скважины, далее перемещают колонну труб вверх до следующего нефтенасыщенного интервала пласта и повторяют вышеописанные операции, начиная с выполнения группы перфорационных отверстий в хвостовике и заканчивая удалением проппанта из горизонтального ствола скважины, по окончании многократного ГРП колонну труб с компоновкой извлекают из горизонтального ствола скважины. Технический результат заключается: в повышении надежности реализации способа; снижении трудоемкости и продолжительности проведения работ; повышении эффективности вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины; упрощении конструкции оборудования при реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Способ включает спуск в эксплуатационную колонну (ЭК) закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. Перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти. Заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель. Спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, располагая пробойники перфоратора в интервале карбонатного пласта с низким притоком. Пакер размещают над кровлей карбонатного пласта. Открывают затрубную задвижку и сажают пакер. Производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°. При давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки до 15,0 МПа. Через гидромониторные каналы пробойников производят размыв каверн в течение 15 мин. Продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта. Сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку. Извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта. По колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта. Обеспечиваются повышение эффективности размыва каверн, повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа. 5 ил.

Изобретение относится к области геологоразведочных работ и может быть использовано для распиловки керна горных пород. Техническим результатом являются упрощение и усовершенствование конструкции подающего устройства рабочего органа, повышение точности выполнения распилов керна, снижение износа алмазного отрезного круга, а также расширение функциональной возможности станка для распиловки керна и снижение металлоемкости конструкции. Станок содержит рабочий стол с узлом крепления подлежащего резке керна горной породы, привод рабочего органа в виде алмазного отрезного круга и подающее устройство рабочего органа. Причем узел крепления керна выполнен с возможностью перемещения в двух взаимно перпендикулярных направлениях относительно рабочего стола, при этом распиливаемый керн закреплен хомутом с помощью стягивающего винта, причем на рабочем столе установлена направляющая, на которой жестко закреплены тиски в виде полукруга и неподвижной гайки, при этом в тиски установлен хомут с керном, причем хомут прижат к тискам толкателем, имеющим возможность перемещения в осевом направлении с помощью винта с ручкой относительно неподвижной гайки, при этом подающее устройство рабочего органа выполнено в виде стойки, жестко закрепленной гайками на рабочем столе, причем на стойке с возможностью вертикального осевого перемещения размещены закрепленные между собой барабан с вращающейся рукояткой и привод алмазного отрезного круга, при этом на барабане намотан трос, который с одной стороны жестко закреплен к нижнему концу стойки, а с другой стороны трос жестко закреплен к натяжителю, установленному на верхнем конце стойки, при этом привод выполнен в виде высокооборотного шпинделя с преобразователем, позволяющего плавно регулировать частоту вращения алмазного отрезного круга в зависимости от твердости распиливаемого керна. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов. Способ включает спуск колонны НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта. Производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м. На каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения. Пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта. Не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин. Сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, затем все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта. По окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину. Обеспечивается повышение эффективности обработки призабойной зоны карбонатного пласта; повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа, снижение материальных затрат на реализацию способа. 5 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геомеханических параметров горных пород для выбора оптимальных участков при проведении гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является повышение эффективности проведения ГРП, повышение качества определения геомеханических параметров. Способ включает определение геомеханических параметров. При этом по стволу скважины проводят комплекс геофизических исследований - ГИС - методами гамма-каротажа - GK, индукционного каротажа - IK, нейтронного гамма-каротажа - NGK, кавернометрии - DS, плотностного гамма-гамма-каротажа - RHOB, определяют интервалы продуктивных пластов и выделяют значения GK, IK, NGK, DS, RHOB в каждом интервале продуктивного пласта, далее выполняют коррекцию значения RHOB и, используя значения, полученные по результатам GK, IK и NGK, рассчитывают и усредняют значения интервального времени пробега продольной DTp и поперечной DTs волн, затем находят отношение времен пробега продольной и поперечной волн и, используя полученные значения DTp и DTs, а также скорректированное значение RHOB, вычисляют геомеханические параметры: модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона в интервалах продуктивных пластов, по наименьшему значению этих параметров определяют целевой интервал продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований. Ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП. Технический результат заключается в: упрощении технологии определения эффективности проведения ГРП; снижении трудоемкости работ и затраты на проведение исследований; повышении точности исследований эффективности проведенного ГРП; улучшении оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород; увеличении дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины. После выполнения гидропескоструйной перфорации в первом нефтенасыщенном интервале пласта по колонне ГТ через отверстия гидромониторных насадок ГП выполняют ГРП, после чего извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины колонну ГТ с ГП, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: разбуриваемый пакер, посадочный инструмент, первый жесткий центратор, ГП с парой гидромониторных насадок, оснащенный внутри ступенчатой втулкой, второй жесткий центратор, спускают колонну ГТ с вышеуказанной компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины таким образом, чтобы разбуриваемый пакер находился ближе к устью за первым интервалом ГРП, создают в колонне ГТ гидравлическое давление и производят посадку разбуриваемого пакера в хвостовике горизонтального ствола скважины, перемещают колонну ГТ с оставшейся компоновкой ближе к забою так, чтобы ГП находился напротив второго нефтенасыщенного интервала пласта, сбрасывают шар в колонну ГТ с устья скважины, при этом шар садится на седло ступенчатой втулки, затем в колонне ГТ создают гидравлическое давление, которое смещает вниз ступенчатую втулку, при этом открываются отверстия гидромониторной насадки ГП, после чего выполняют гидропескоструйную перфорацию, а затем ГРП, по окончании проведения ГРП во втором нефтенасыщенном интервале пласта колонну ГТ с компоновкой извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего вышеописанные технологические операции повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, начиная со сбора компоновки на устье скважины и заканчивая извлечением компоновки из хвостовика горизонтального ствола скважины, после выполнения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП в последнем нефтенасыщенном интервале извлекают колонну ГТ из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего восстанавливают проходное сечение горизонтального ствола скважины, для этого на устье скважины на нижний конец колонны ГТ снизу вверх собирают компоновку: долото, осциллятор, винтовой забойный двигатель, спускают колонну ГТ с компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины и удаляют разбуриваемые пакеры фрезерованием. Технический результат заключается в повышении надежности проведения ГРП; повышении эффективности ГРП; снижении трудоемкости процесса; сокращении продолжительности восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины; снижении металлоемкость оборудования, применяемого при реализации способа. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями. Способ включает перфорацию пласта с использованием зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта – ГРП - закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости - сшитого геля с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации пласта, стравливание давления из скважины. Перфорацию пласта выполняют под кровлей в верхней 1/4 части высоты пласта и над подошвой в нижней 1/4 части высоты пласта с использованием зарядов глубокого проникновения, а в средней 1/2 части высоты пласта перфорацию выполняют с использованием зарядов большего диаметра, после чего выполняют отбор пластовой жидкости через интервалы перфорации пласта в объеме 5 м3. Далее спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли пласта, осуществляют посадку пакера в скважине. Затем закачкой гидроразрывной жидкости - сшитого геля на водной основе в объеме 6 м3 - инициируют развитие трещины с последующим ее развитием в длину и креплением путем последовательной закачки трех порций проппанта различной фракции. Причем первая порция содержит проппант мелкой фракции 20/40 меш массой 30% от общей массы проппанта, вторая порция - проппант средней фракции 16/20 меш массой 50% от общей массы проппанта, третья порция - проппант крупной фракции 12/18 меш массой 20% от общей массы проппанта, при этом закачку фракций проппанта каждой порции производят со ступенчатым изменением расхода, первую порцию закачивают с расходом 2,5 м3/мин, вторую порцию - с расходом 3,0 м3/мин, третью порцию - с расходом 3,5 м3/мин. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в наклонных и горизонтальных скважинах и реализуется перед проведением гидроразрыва пласта с целью снижения начального давления закачки проппанта и предотвращения аварийных «стопов» (резких скачков давления продавки проппанта). Устройство для локального разрыва пласта содержит корпус, внутри которого расположен каркас для ориентации кумулятивных зарядов, корпус имеет предохранительные каналы, расположенные напротив кумулятивных зарядов, а также узел инициирования зарядов, расположенный в верхней части корпуса со сгорающим кабелем. В каркасе около каждого кумулятивного заряда установлен газогенерирующий заряд, причем газогенерирующий заряд расположен под углом с наклоном 15° относительно оси кумулятивного заряда. Каркас выполнен с возможностью вращения относительно герметичного корпуса, а на каркасе между каждой парой кумулятивного и газогенерирующего зарядов жестко зафиксирован эксцентричный груз, ориентирующий заряды в требуемом направлении относительно ствола наклонной или горизонтальной скважины. Узел инициирования кумулятивных и газогенерирующих зарядов срабатывает последовательно, при этом сначала приводят в действие с помощью сгорающего кабеля кумулятивные заряды, а затем - газогенерирующие заряды. Изобретение позволяет производить направленную перфорацию в стволе наклонной или горизонтальной скважины, создать сеть микротрещин из перфорационных каналов, использовать устройство перед проведением ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в наклонных и горизонтальных скважинах и реализуется перед проведением гидроразрыва пласта с целью снижения начального давления закачки проппанта и предотвращения аварийных «стопов» (резких скачков давления продавки проппанта). Устройство для локального разрыва пласта содержит корпус, внутри которого расположен каркас для ориентации кумулятивных зарядов, корпус имеет предохранительные каналы, расположенные напротив кумулятивных зарядов, а также узел инициирования зарядов, расположенный в верхней части корпуса со сгорающим кабелем. В каркасе около каждого кумулятивного заряда установлен газогенерирующий заряд, причем газогенерирующий заряд расположен под углом с наклоном 15° относительно оси кумулятивного заряда. Каркас выполнен с возможностью вращения относительно герметичного корпуса, а на каркасе между каждой парой кумулятивного и газогенерирующего зарядов жестко зафиксирован эксцентричный груз, ориентирующий заряды в требуемом направлении относительно ствола наклонной или горизонтальной скважины. Узел инициирования кумулятивных и газогенерирующих зарядов срабатывает последовательно, при этом сначала приводят в действие с помощью сгорающего кабеля кумулятивные заряды, а затем - газогенерирующие заряды. Изобретение позволяет производить направленную перфорацию в стволе наклонной или горизонтальной скважины, создать сеть микротрещин из перфорационных каналов, использовать устройство перед проведением ГРП. 5 ил.

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 нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. При этом предварительно определяют проницаемость и толщину пласта. В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта. Приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла. Причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. По завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой. Технический результат заключается в сохранении проводимости трещины после проведения ГРП при повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне труб с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины закачкой гидроразрывной жидкости с проппантом, стравливание давления из скважины, перед проведением ГРП в призабойную зону пласта закачивают воду плотностью 1000-1050 кг/м3 с расходом 1,0 м3/мин, затем закачкой гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель, по колонне труб в интервале пласта инициируют образование трещины разрыва, в два этапа производят развитие и крепление трещины разрыва, где на первом этапе в созданную трещину закачивают проппант фракции 30/60 меш, покрытый водонабухающей резино-полимерной композицией, концентрацией 600 кг/м3 в количестве 50-60% от общей массы проппанта с добавлением наполнителя стекловолокна в количестве 1,0% от веса проппанта, на втором этапе производят циклическую закачку проппанта крупной фракции 20/40 меш в количестве 20-25% от общей массы проппанта и мелкой фракции 40/70 меш, покрытого водонабухающей резино-полимерной композицией в количестве 20-25% от общей массы проппанта, циклическую закачку осуществляют равными порциями: 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 20/40 меш в 1 м3 сшитого геля, 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 40/70 меш в 1 м3 сшитого геля с увеличением концентрации проппанта в каждом цикле, начиная с концентрации 200 до 900 кг/м3, внутри каждого цикла между различными фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 100 кг/м3, а между циклами с одинаковыми фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 200 кг/м3, последний цикл закачки продавливают в трещину разрыва закачкой линейного геля в полуторакратном объеме колонны труб. Технический результат - исключение обводнения добывающей скважины через трещину, повышение проводимости трещины и надежность реализации способа, повышение устойчивости крепления трещины на ее поверхности. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП с образованием трещины разрыва с последующей циклической закачкой гелированной жидкости с проппантом, продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости с проппантом, предварительно перед проведением процесса ГРП производят тест-закачку, определяют давление смыкания горных пород, далее циклически проводят процесс ГРП, где каждый цикл состоит из пяти последовательных стадий: закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз, закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом, продавки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом в трещину разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва вязкостью 40 сПз; остановки закачки на время спада давления продавки ниже давления смыкания горных пород, излива отработанных гелированных жидкостей из трещины разрыва в емкость через штуцеры диаметрами 2, 4, 8 мм, причем с первого до предпоследнего цикла закачки на 3-й стадии производят перепродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину, а в последнем цикле на 3-й стадии производят недопродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину разрыва с оставлением проппанта в стволе скважины. Технический результат - упрощение технологии, повышение эффективности ГРП, увеличение охвата пласта трещинами разрыва с увеличением их проводимости. 4 ил.

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения поинтервального кислотного гидроразрыва пласта. Устройство для проведения поинтервального гидроразрыва пласта содержит колонну насосно-компрессорных труб с полым цилиндрическим корпусом, снизу соединенным через хвостовик с пакером. Радиально и жестко в полый цилиндрический корпус установлена полая втулка. Внутри полой втулки с возможностью ограниченного радиального перемещения наружу расположен поршень-пробойник, выполненный под конус, сужающийся наружу, с дросселирующим Г-образным каналом по центру. Причем поршень-пробойник оснащен наружной радиальной канавкой, сообщающейся с дросселирующим Г-образным каналом. Поршень-пробойник подпружинен пружиной внутрь от стакана, жестко зафиксированного в торце полой втулки. При этом в полой втулке выполнен радиальный канал. Причем в исходном положении радиальный и дросселирующий Г-образный каналы герметично отсечены друг от друга, а в рабочем положении вертикальный и дросселирующий Г-образный каналы гидравлически сообщаются между собой посредством радиальной канавки, связывая полость полого цилиндрического корпуса с породой продуктивного коллектора. Причем в верхней части полого цилиндрического корпуса установлен динамический якорь, а под пакером установлен глубинный манометр. Технический результат заключается в повышении эффективности работы устройства при выполнении гидроразрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения поинтервального кислотного гидроразрыва пласта. Устройство для проведения поинтервального гидроразрыва пласта содержит колонну насосно-компрессорных труб с полым цилиндрическим корпусом, снизу соединенным через хвостовик с пакером. Радиально и жестко в полый цилиндрический корпус установлена полая втулка. Внутри полой втулки с возможностью ограниченного радиального перемещения наружу расположен поршень-пробойник, выполненный под конус, сужающийся наружу, с дросселирующим Г-образным каналом по центру. Причем поршень-пробойник оснащен наружной радиальной канавкой, сообщающейся с дросселирующим Г-образным каналом. Поршень-пробойник подпружинен пружиной внутрь от стакана, жестко зафиксированного в торце полой втулки. При этом в полой втулке выполнен радиальный канал. Причем в исходном положении радиальный и дросселирующий Г-образный каналы герметично отсечены друг от друга, а в рабочем положении вертикальный и дросселирующий Г-образный каналы гидравлически сообщаются между собой посредством радиальной канавки, связывая полость полого цилиндрического корпуса с породой продуктивного коллектора. Причем в верхней части полого цилиндрического корпуса установлен динамический якорь, а под пакером установлен глубинный манометр. Технический результат заключается в повышении эффективности работы устройства при выполнении гидроразрыва пласта. 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 разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 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 разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Бурят вертикальную нагнетательную скважину со вскрытием непроницаемого пропластка, перфорируют обсадную колонну в верхней и нижней частях продуктивного пласта и в непроницаемом пропластке, в вертикальной нагнетательной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка, осуществляют крепление трещины. Затем определяют направление развития трещины по азимуту и высоту трещины разрыва. Затем дополнительно бурят как минимум одну вертикальную нагнетательную скважину на расстоянии 150 м от первой вертикальной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению развития трещины разрыва. Бурение горизонтальной добывающей скважины осуществляют на расстоянии 5 м ниже забоев вертикальных нагнетательных скважин и перпендикулярно направлению трещин разрыва ГРП, осуществляют закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. При снижении дебита на 50% от первоначального значения осуществляют поинтервальные ГРП из горизонтальной добывающей скважины в интервалах между вертикальными нагнетательными скважинами с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием трещин, трещины разрыва крепят с применением утяжеленного проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 3 ил.

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб (ГТ) снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности способа за счет исключения дополнительных энергетических затрат на закачку воды в нагнетательные скважины. По способу осуществляют бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения. Выполняют многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в горизонтальном стволе добывающей скважины. В продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину. С забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения, бурят первый горизонтальный ствол. Производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию. Производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта. В продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш. В продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш. Производят временное отсечение горизонтального ствола на входе. С забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения и противоположном направлению первого горизонтального ствола. Производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию. В горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт. Для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш. Второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш. Отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП. В вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта включает бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор разогретой продукции через добывающую горизонтальную скважину. Нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σmin, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз. Для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины. После чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх. Для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием. Производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП. Перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом. Причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4 мас.% гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта. При этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в упрощении технологии определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва; повышении надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины; сокращении продолжительности процесса реализации способа. 6 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 горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины. В продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами. Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта. Для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом. Для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта. А для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш. Затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 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 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 нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа. В способе разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта. Затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью. Производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют. 3 ил., 2 табл.

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 области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва. Объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3. Причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции трещины от попутной и подошвенной воды; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; повышении качества крепления призабойной зоны пласта; снижении дополнительных затрат. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте, после чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 со сверхлегким проппантом плотностью 1050 кг/м3 фракции 40/80 меш массой 3 т с концентрацией 200 кг/м3, затем производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракции 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины при наличии выше продуктивного пласта глинистого прослоя и газоносного горизонта; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; сокращении продолжительности и трудоемкости технологического процесса реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи. В центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. После образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 4 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 области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 сначала со сверхлегким проппантом фракции 40/80 меш с концентрацией 200 кг/м3, а затем с кварцевым мелкозернистым песком с размером зерен 0,1-0,25 мм концентрацией 600 кг/м3. После чего производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракцией 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 800 кг/м3, последней порцией закачивают RCP-проппант с концентрацией 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; повышении качества крепления трещины в призабойной зоне пласта и исключении выноса проппанта в скважину при последующем освоении. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная с 200 кг/м3 до 1200 кг/м3. Технический результат заключается в исключении обводнения добывающей скважины через трещину; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; снижении затрат благодаря отказу от привлечения геофизической партии; сокращении длительности технологического процесса ГРП. 5 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх