Патенты автора Клещенко Иван Иванович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью. Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью включает проектирование сетки эксплуатационных скважин с наклонно-направленными стволами по залежи, содержащей высоковязкую нефть, разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами по утвержденной технологической схеме, проведение комплекса работ по спуску эксплуатационных колон в скважины и их цементирование, проведение перфорационных работ, причем в нагнетательных скважинах перфорацию необходимо проводить в интервалах с термальными водами, а также в пласте с высоковязкой нефтью; в добывающих скважинах - только в пласте с высоковязкой нефтью, проведение гидравлического разрыва пласта в интервале пласта с высоковязкой нефтью как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах с закачкой расклинивающего материала в создаваемые технологические трещины; спуск в нагнетательные скважины оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН, посадочным ниппелем для установки пробок-заглушек, пакером механического действия, циркуляционным клапаном, пакером упорным с гидравлическим якорем, посадочным ниппелем для скважинного штуцера, комплектом скважинных камер с клапанами для закачки воды, пакером упорным, обратным клапаном, разъединителем колонны НКТ и температурным компенсатором. В добывающие скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН и пакером механического действия, после этого производят запуск нагнетательных скважин в одновременную добычу термальных вод и закачку их в пласт с высоковязкой нефтью, а добывающие скважины запускают в добычу нефти. 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью. Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью включает проектирование сетки эксплуатационных скважин с наклонно-направленными стволами по залежи, содержащей высоковязкую нефть, разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами по утвержденной технологической схеме, проведение комплекса работ по спуску эксплуатационных колон в скважины и их цементирование, проведение перфорационных работ, причем в нагнетательных скважинах перфорацию необходимо проводить в интервалах с термальными водами, а также в пласте с высоковязкой нефтью; в добывающих скважинах - только в пласте с высоковязкой нефтью, проведение гидравлического разрыва пласта в интервале пласта с высоковязкой нефтью как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах с закачкой расклинивающего материала в создаваемые технологические трещины; спуск в нагнетательные скважины оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН, посадочным ниппелем для установки пробок-заглушек, пакером механического действия, циркуляционным клапаном, пакером упорным с гидравлическим якорем, посадочным ниппелем для скважинного штуцера, комплектом скважинных камер с клапанами для закачки воды, пакером упорным, обратным клапаном, разъединителем колонны НКТ и температурным компенсатором. В добывающие скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН и пакером механического действия, после этого производят запуск нагнетательных скважин в одновременную добычу термальных вод и закачку их в пласт с высоковязкой нефтью, а добывающие скважины запускают в добычу нефти. 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ. Способ включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают обсадную колонну, проводят работы по цементированию и креплению ствола скважины. Ожидают затвердение цемента. Спускают перфоратор до уровня ВНК, проводят перфорацию. Спускают компоновку на насосно-компрессорных трубах (НКТ), состоящую из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки производят сброс шара в НКТ. Закачивают тампонажный состав в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии. Тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава производят отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускают бурильную колонну с фрезой. Разбуривают компоновку. Вымывают металлическую стружку и остатки тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставят цементный мост. В скважину спускают перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта. Скважину перфорируют и выводят на режим. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод. Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта. Осуществляют вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают эксплуатационную колонну с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК. Осуществляют распакеровку заколонного пакера. Спускают колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК. После разбухания уплотнительного элемента пакера закачивают водоизоляционную композицию через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана. Отсоединяют верхнюю часть бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия. После затвердения цемента спускают бурильные трубы с долотом. Разбуривают оставшуюся в скважине нижнюю часть бурильных труб с пакером набухающего действия. Вымывают стружку на поверхность. Поднимают колонну бурильных труб с долотом. Спускают колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачивают цементный раствор для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК. Поднимают НКТ, ожидают затвердения цемента (ОЗЦ). Осваивают скважину через перфорированый хвостовик обсадной колонны и выводят скважину на режим. Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, - увеличение продолжительности эксплуатации скважины за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пластовых вод. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки. Компоновка состоит из коннектора, двух обратных клапанов створчатого типа, аварийного разъединителя, перфорированного патрубка с набухающими пакерами длиной по 1 м. К концу перфорированного патрубка с помощью муфтовых соединений прикреплена полнопроходная трубка с внутренним седлом. Изначально уплотнительные элементы набухающих пакеров оставляют на время разбухания. Затем производят сброс шара из композитного материала, диаметр которого равен диаметру седла полнопроходной трубки. После шара прокачивают водоизоляционную композицию с продавкой буферной жидкостью. Сброшенный шар попадает в седло полнопроходной трубки, тем самым перекрывая ее внутреннее пространство. После этого прокачивают водоизоляционную композицию в перфорационные отверстия перфорированного патрубка в обводнявшийся интервал пласта. Затем производят сброс шара в гибкие трубы до аварийного разъединителя и подают гидравлическое давление. Гибкую трубу отсоединяют от перфорированного патрубка и поднимают ее на дневную поверхность. Затем скважину оставляют на ОЗЦ. После этого в скважину спускают компоновку с фрезой и проводят работы по разбуриванию перфорированного патрубка, набухающих пакеров и остатков водоизоляционной композиции с вымывом их на дневную поверхность. В конце спускают внутрискважинное оборудование, скважину осваивают и выводят на режим. Предлагаемое изобретение позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ, продлить безводный период эксплуатации скважины. 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта. После этого спускают и устанавливают до кровли обводнившегося пласта компоновку НКТ с «пером» и пакером. Затем проводят гидроиспытание НКТ с пакером, определяют приемистость обводненного пласта. Под давлением в заданный интервал закачивают водоизоляционную композицию на основе этилсиликат (ЭТС) + гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ) + глинопорошок, следом для докрепления закачивают состав на основе микродура с модификатором и пластификатором. После этого устанавливают микроцементный стакан до кровли обводнившегося пласта и оставляют скважину на ОЗЦ. Затем разбуривают микроцементный стакан и пакер-пробку, спускают компоновку с перфоратором и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Предлагаемый способ позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана, а также увеличить период безводной эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Способ отсечения конуса подошвенной воды в нефтяных скважинах включает остановку скважину, извлечение внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны основного ствола, установку пакер-пробки на 1 м ниже нижних перфорационных отверстий. После этого спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и закачивают изоляционный состав селективного действия, далее тампонажный состав на микроцементной основе и последним тампонажный состав на цементной основе. Затем устанавливают цементный стакан до кровли продуктивного пласта, поднимают колонну НКТ с пакером и ожидают затвердевания цемента. Разбуривают цементный стакан с пакер-пробкой, спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта и производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. Предлагаемый способ позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного состава, а также продлить безводный период эксплуатации скважины. 4 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу предупреждения притока подошвенных вод в горизонтальном участке нефтедобывающей скважины малой протяженности. Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности (до 100 м) содержит следующие последовательные стадии. Сначала углубляют основной (вертикальный) ствол скважины до глубины на 1-2 м ниже уровня водонефтяного контакта. Затем спускают в пробуренный интервал обсадную колонну, диаметр которой меньше основного вертикального участка скважины. После этого цементируют обсадную колонну и ожидают затвердевания цемента. Затем спускают компоновку для радиального бурения (радиальной перфорации) и бурят радиальный канал длиной не более 100 м. Далее закачивают под давлением в этот канал водоизоляционный состав на основе микроцемента с образованием водоизоляционного экрана. Вслед за этим докрепляют закачанный состав цементным раствором с оставлением цементного стакана, устанавливаемого в добуриваемом (вертикальном) стволе скважины. Дальше скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента. Освоение и запуск скважины в эксплуатацию проводят через имеющиеся перфорационные отверстия в горизонтальном участке. В качестве водоизоляционного состава используют состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 и при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2, суперпластификатор F-10 0,9-1,3, вода - остальное. Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период эксплуатации скважины. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах. Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах включает остановку скважины, в которой уровень водонефтяного контакта перекрыл нижние отверстия интервала перфорации. Извлекают внутрискважинное оборудование из эксплуатационной колонны основного ствола. Устанавливают пакер-пробку на 1 м ниже водонефтяного контакта. Закачивают тампонажный состав, к примеру, на основе тампонажного портландцемента - ПЦТ-100 в нижний интервал перфорационных отверстий с последующим образованием водоизоляционного экрана. Спускают компоновку с фрезой в скважину. Разбуривают пакер-пробку. Поднимают компоновку с фрезой из скважины и спускают на колонне бурильных труб направляющую компоновку со сквозным каналом и выходным отверстием в комплекте с якорно-пакерующим устройством. Извлекают колонну бурильных труб с оставлением в эксплуатационной колонне направляющей компоновки. В направляющую компоновку спускают на гибкой трубе (ГТ) гидромониторную насадку до выходного отверстия сквозного отверстия направляющей компоновки. Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие. После прорезания в стенке эксплуатационной колонны отверстия ПЖС заменяют на раствор на углеводородной основе (РУО). Струями РУО под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают водоизоляционный экран и горную породу продуктивного пласта с образованием удлиненного радиального ответвления. После образования первого радиального ответвления из скважины извлекают ГТ с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой. Проводят поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 45 градусов и проводят аналогичные операции по проводке следующего радиального ответвления. Далее аналогичные операции по проводке последующих радиальных ответвлений проводят после поворота направляющей компоновки на следующие 45 градусов. После проведения операции по бурению радиальных каналов в одной плоскости продуктивного пласта проводят бурение радиальных каналов ниже этой плоскости, но в толщине имеющегося водоизоляционного экрана. После проводки всех запланированных радиальных ответвлений через них осуществляют закачивание водоизоляционной композиции (ВИК) с созданием водоизоляционного экрана по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения ВНК, и оставлением цементного стакана в полости скважины не выше водоизоляционного экрана. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах, образование протяженного и мощного по толщине водоизоляционного экрана. 7 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Осуществляют спуск компоновки оборудования с «пером» на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ - до головы песчаной пробки. Промывают песчаную пробку. Извлекают колонну НКТ с «пером». Спускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают пакер-пробку на глубину на 1-2 м ниже нефтенасыщенного интервала пласта. Отсоединяют от колонны НКТ пакер-пробку. Извлекают из скважины колонну НКТ. Спускают перфорированную НКТ малого диаметра с размещенным в верхней ее части верхним пакером до упора на пакер-пробку. Распакеровывают верхний пакер. Спускают во внутреннюю полость колонны перфорированных НКТ гибкую трубу. Закачивают через гибкую трубу проппант с полимерной композицией в перфорированную НКТ с продавкой его в заколонное пространство между обсадной колонной и перфорированной НКТ. Выдерживают скважину во времени и обеспечивают сшивку проппанта. Затем осваивают скважину и выводят ее на режим эксплуатации. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению эффективности работ по увеличению нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин КРС

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин, и может быть использовано в качестве жидкости глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа раствора, не нарушающего фильтрационные свойства пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта, и может быть использовано при добыче нефти и газа

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, конкретно, к составам буровых растворов, применяемых для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением - АВПД

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации горизонтальных и пологих нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к водо-газоизоляционным работам в скважинах, и направлено на повышение эффективности водоизоляционных работ
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх