Патенты автора Файзуллин Илфат Нагимович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для восстановления проницаемости стенок скважины промывкой, в частности, может найти применение при обработке стенок открытого ствола горизонтальной скважины. Устройство включает корпус с днищем, жестко соединенный сверху с цилиндром, концентрично установленный в цилиндре переходник с проходным каналом внутри и гидравлической камерой снаружи, цилиндрическую расточку в корпусе, стакан с насадкой и крышкой в цилиндрической расточке с образованием продольных каналов. В корпусе внутри стакана с насадкой осесимметрично установлена дренажная трубка с выступом и радиальными отверстиями, выполненными с возможностью обеспечения гидравлической связи продольных каналов с гидравлической камерой. Дренажная трубка жестко закреплена к днищу корпуса болтом, стакан образует кольцевую камеру с дренажной трубкой, в которой размещена пружина с опорой на выступ. Переходник снабжен нижним и верхним рядами радиальных отверстий и обратным клапаном в проходном канале переходника между нижним и верхним рядами отверстий. В гидравлической камере на внутренней поверхности цилиндра тангенциально размещены лопатки, позволяющие цилиндру вращаться совместно с корпусом относительно переходника под действием давления жидкости. Цилиндр оснащен зубцами, имеющими возможность частичного перекрытия снаружи проходного сечения верхнего ряда радиальных отверстий переходника с выдвижением стакана с насадкой и его возвращением в исходное положение. Повышается надежность работы, эффективность обработки, исключается необходимость регулировки давления. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб. Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий, выполненных на нижнем конце контейнера и полой втулки, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом, размещенным в цилиндрической выборке, выполненной на наружной поверхности контейнера. Полая втулка подпружинена от дна контейнера и оснащена рядом боковых отверстий. Причем в транспортном положении ряд радиальных отверстий контейнера герметично перекрыт подпружиненной полой втулкой, а в рабочем положении при разгрузке контейнера на перфорированную заглушку полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера и совмещения между собой ряда радиальных отверстий контейнера и ряда боковых отверстий полой втулки. Измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства, повышении точности наличия заколонного перетока между двумя пластами, исключении герметизации геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины. Устройство включает рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, струйный насос, камера всасывания которого сообщена с подпакерной зоной, и обратный клапан, сообщающий подпакерную зону с рабочей трубой. Выход струйного насоса сообщен с рабочей трубой, оснащенной снизу манометром, соединенным посредством геофизического кабеля с наземной каротажной станцией. Вход струйного насоса сообщен с затрубным пространством. Для освоения скважины струйный насос выполнен вставным и оснащен снизу обратным клапаном. Вставной струйный насос имеет возможность герметичного размещения в корпусе, спущенном в скважину на рабочей трубе. На устье скважины рабочая труба гидравлически соединена с емкостью, оснащенной глухой вертикальной перегородкой, разделяющей емкость на две секции - воды и нефти. В емкости снизу выполнены два отвода. Первый отвод в емкости выполнен из секции для воды и соединен с поршневым насосом, который гидравлически сообщен с затрубным пространством. Второй отвод в емкости выполнен из секция для нефти и соединен с коллектором для нефти. Емкость напротив секции для воды снабжена верхним и нижним датчиками уровня. При подъеме уровня воды в емкости до верхнего датчика уровня подача воды поршневым насосом в затрубное пространство обеспечена уменьшенной. При снижении уровня воды в емкости до нижнего датчика уровня подача воды поршневым насосом в затрубное пространство обеспечена увеличенной. При воздействии на призабойную зону пласта вставной струйный насос имеет возможность его извлечения из скважины посредством ловителя, спускаемого в рабочую трубу на кабеле с захватом за наружную кольцевую выборку, выполненную на верхнем конце вставного струйного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсного воздействия на призабойную зону для повышения нефтеотдачи пласта. Устройство включает корпус с радиальным каналом, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами, гайкой и жестко соединенный с переводником, цилиндрический клапан и пружину. Патрубок жестко зафиксирован относительно корпуса и образует с ним гидрокамеру. Цилиндрический клапан размещен внутри патрубка, который оснащен нижним, средним и верхним рядами отверстий. Внутри патрубка выполнены нижний и верхний цилиндрические выборки. Нижний ряд отверстий патрубка сообщен с пространством под дифференциальным поршнем, установленным в патрубке ниже цилиндрического клапана и подпружиненным снизу от гайки дополнительной пружиной. В нижней цилиндрической выборке патрубка размещена верхняя часть дифференциального поршня, а в центральном канале патрубка - нижняя часть дифференциального поршня. Дифференциальный поршень имеет возможность открытия и закрытия нижнего ряда отверстий патрубка при ограниченном осевом перемещении относительно патрубка. Средний ряд отверстий патрубка сообщен с пространством под цилиндрическим клапаном. Цилиндрический клапан выполнен двухступенчатым, подпружинен снизу от патрубка. Верхняя ступень клапана расположена в центральном канале ниже окон патрубка, а нижняя ступень клапана - в верхней цилиндрической выборке с возможностью открытия и закрытия верхнего ряда отверстий патрубка при ограниченном осевом перемещении клапана относительно патрубка. Сверху к дифференциальному поршню жестко соединен шток, имеющий возможность взаимодействия с цилиндрическим клапаном. Верхний ряд отверстий патрубка с помощью втулок и дополнительных радиальных каналов, выполненных в корпусе, сообщен с затрубным пространством. В патрубке выше нижнего ряда отверстий, но ниже нижней цилиндрической выборки выполнен дополнительный радиальный канал, сообщающийся посредством полого стержня и радиального канала корпуса с затрубным пространством. Переводник оснащен обратным клапаном, пропускающим снаружи внутрь устройства. Обеспечивается повышение надежности работы и ресурс наработки устройства до отказа, расширение технологических возможностей работы. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов и снижение объема закачиваемого теплоносителя. В способе разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающем определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции, расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб. 2 ил. .

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком. В нижнем пласте выше водонефтяного контакта строят горизонтальную добывающую скважину. В верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину с дополнительными нисходящими стволами, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной. Расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам. Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя. 2 ил.

Изобретение относится к оборудованию, используемому в нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойной зоны пласта различными агентами и освоения скважины. Устройство для обработки и освоения скважины включает цилиндр с входным каналом, установленный в цилиндре струйный насос с радиальным каналом и пакер, размещенный на цилиндре, разделяющий затрубное и подпакерное пространства скважины. Струйный насос выполнен вставным и спущен в скважину на колонне труб. При этом вставной струйный насос оснащен входным каналом, сообщающимся с подпакерным пространством скважины, причем вставной струйный насос снизу оснащен зубцами, а цилиндр снизу снабжен жесткозакрепленной втулкой с боковыми отверстиями. При этом во втулке размещен подпружиненный тарельчатый клапан, а жесткость пружины тарельчатого клапана регулируется заворотом-отворотом гайки, навернутой на нижний конец втулки. При этом вставной струйный насос имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра при взаимодействии зубцов струйного насоса с верхним торцом подпружиненного тарельчатого клапана с сжатием пружины и перемещением вниз тарельчатого клапана с открытием боковых отверстий втулки при обработке скважины и герметичного закрытия боковых отверстий втулки подпружиненным тарельчатым клапаном при освоении скважины. Причем цилиндр сверху оснащен конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз для ввода вставного струйного насоса в цилиндр. При этом на цилиндре под пакером установлен датчик напора жидкости в подпакерном пространстве скважины с возможностью включения и отключения насоса, размещенного на устье скважины и приводящего в действие струйный насос путем подачи рабочей жидкости. Техническим результатом является упрощение конструкции, повышение эффективности и надежности работы устройства и повышение качества освоения скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности. Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины включает раздельное освоение каждого разветвленного ствола, пробуренного из основной горизонтальной части скважины с применением колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенной пакером и свабным ограничителем, размещенным в нижней части вертикального участка колонны НКТ, посадку пакера и проведение кислотной обработки разветвленного ствола, закачкой 10-15%-ного раствора соляной кислоты с последующей технологической выдержкой на реакцию с последующим освоением скважины циклами свабирования. В скважину сначала спускают колонну гибких труб, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем с гидромониторной насадкой на конце, производят раздельную кислотную обработку по каждому разветвленному стволу, начиная от самого ближнего к устью скважины, при этом гибкую колонну труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой спускают в разветвленный ствол скважины до упора гидромониторной насадки в забой разветвленного ствола. Затем при открытой затрубной задвижке начинают закачку кислоты с одновременным подъемом колонны гибких труб из разветвленного ствола, не доводя 3 м до входа в разветвленный ствол из основной части горизонтальной скважины, со скоростью, обеспечивающей непрерывное замещение всего объема разветвленного ствола кислотой. После заполнения разветвленного ствола кислотой при закрытой затрубной задвижке производят продавку кислоты технологической жидкостью по колонне гибких труб через гидравлический отклонитель и гидромониторную насадку из разветвленного ствола в пласт. Затем извлекают колонну гибких труб и гидравлический отклонитель с гидромониторной насадкой из разветвленного ствола скважины в основную горизонтальную часть скважины и производят технологическую выдержку на реакцию. Аналогичным образом производят обработку оставшихся разветвленных стволов скважины. По окончании кислотных обработок всех разветвленных стволов извлекают из скважины колонну гибких труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб со свабным ограничителем и надувным пакером на нижнем конце, производят поочередное раздельное освоение всех разветвленных стволов, начиная от самого удаленного от устья скважины. При этом посадку надувного пакера производят в основной горизонтальной части скважины с размещением нижнего конца колонны НКТ напротив входа в осваиваемый разветвленный ствол, а освоение каждого разветвленного ствола проводят циклами свабирования по колонне НКТ в объеме основной горизонтальной части скважины от забоя до входа в разветвленный ствол плюс два объема осваиваемого разветвленного ствола. 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления. Технический результат - повышение надежности работы устройства. Устройство включает корпус с рядом отверстий и седло. В корпусе концентрично установлен шток с проходным каналом. Седло выполнено в проходном канале штока для размещения в нем шара. Сверху шток снабжен рядом радиальных отверстий, которые сообщены с рядом радиальных отверстий корпуса посредством перепускного канала, выполненного между корпусом и штоком. В перепускном канале на внутренней поверхности корпуса тангенциально размещены лопатки, позволяющие корпусу вращаться относительно штока, частично перекрывая и изменяя проходное сечение нижнего ряда радиальных отверстий штока. В теле шара выполнено три осевых канала, расположенных во взаимно перпендикулярных плоскостях. Они обеспечивают периодическое воздействие волновыми импульсами на забой скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи установлен в колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта и выполнен в виде заглушенного снизу фильтра и перфорированной заглушки, жестко установленной в колонне труб выше фильтра. Причем узел разгерметизации выполнен в виде ступенчатого штока с большим диаметром D сверху и меньшим диаметром d снизу. В транспортном положении ступенчатый шток большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие, выполненное в дне контейнера, а в рабочем положении при взаимодействии ступенчатого штока с перфорированной заглушкой узла подачи ступенчатый шток имеет возможность осевого перемещения вверх относительно контейнера с размещением ступенчатого штока меньшим диаметром d напротив центрального отверстия контейнера. Измерительный датчик установлен на нижнем конце колонны труб напротив нижнего пласта. Предлагаемое устройство позволяет: повысить надежность работы устройства; повысить эффективность работе устройства; повысить точность наличия заколонного перетока между двумя пластами; исключить герметизацию геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в горизонтальной скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Технический результат заключается в исключении негерметичной посадки пакера устройства в горизонтальном стволе скважины или потери герметичности пакера в процессе работы устройства, а также в расширении функциональных возможностей работы устройства и повышении надежности его работы. Устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с эластичной манжетой, сверху корпус пакера жестко соединен с разобщителем, включающим ствол с радиальными отверстиями с верхней и нижней резьбами, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезным элементом, и стержень, золотник снабжен посадочным седлом для бросового элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой пласта, находящегося выше пакера, нижнее кольцо, выполненное в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера. На проходном корпусе пакера выполнены зубчатые насечки, а ниже на проходном корпусе выполнены сквозные пазы, причем на наружной поверхности проходного корпуса установлен толкатель, оснащенный стопорным кольцом выше зубчатых насечек проходного корпуса, при этом толкатель посредством срезных винтов, установленных в сквозные пазы проходного корпуса, соединен с подвижным седлом, установленным внутри проходного корпуса, при этом подвижное седло оснащено обратным клапаном, пропускающим снизу вверх, причем толкатель имеет возможность осевого воздействия на эластичную манжету, выполненную сборной из чередующихся резиновых и металлических колец с осевым сжатием и радиальным расширением наружу резиновых колец эластичной манжеты пакера, при этом при осевом перемещении вниз толкателя совместно с подвижным седлом относительно проходного корпуса толкатель имеет возможность фиксации стопорным кольцом в зубчатых насечках проходного корпуса с разрушением срезных винтов подвижного седла, причем нижнее металлическое кольцо зафиксировано к проходному корпусу срезным элементом. Золотник снизу снабжен жестко закрепленным к нему стержнем, а также осевыми отверстиями по окружности, причем крышка снабжена осевым центральным отверстием, имеющим возможность герметичного взаимодействия со стержнем золотника, при этом бросовый элемент выполнен в виде продавочной пробки, причем ствол разобщителя оснащен двумя внутренними кольцевыми проточками, оснащенными разрезными пружинными стопорными кольцами, имеющими возможность фиксации продавочной пробки за ее верхний торец после осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта на устье скважины колонну труб оснащают воронкой с посадочным седлом под запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром. Внутри фильтра срезным винтом зафиксирована втулка, герметично перекрывающая изнутри отверстия фильтра. При открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину. Устанавливают гидромониторную насадку напротив интервала обработки открытого горизонтального ствола. Сбрасывают запорный элемент на посадочное седла сферической воронки. Начинают осевое перемещение колонны труб от устью к забою. При этом периодически в интервалах обработок порциями производят закачку кислоты по колонне труб в режиме гидромониторного воздействия. При достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины. Производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью. Производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия. Поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют, начиная с открытия затрубной задвижки на устье скважины и осевого перемещения колонны труб от устью к забою и заканчивая достижением гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки. Затем по колонне труб технологической жидкостью проталкивают пробку с разрушением срезного винта и смещением втулки внутрь патрубка с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки. Вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб с вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою. Перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трёхкратной проработкой на длину одной трубы до достижения воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины. Затем колонну труб извлекают на поверхность. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов. По способу осуществляют эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают в горизонтальный ствол колонну труб. Осуществляют крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора. Осуществляют очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора. Проводят геофизические исследования и определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины. Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Отбирают нефть до обводнения интервала. Осуществляют изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала. При этом для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала. Производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб. Производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины. После этого перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины. 4 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство для интенсификации работы горизонтальной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и хвостовиком, оснащенным на нижнем конце клапаном и фильтром, выполненным в виде трубы с отверстиями радиальной конической формы, обращенными большим диаметром конуса внутрь фильтра, и заглушенным сферической заглушкой снизу. При этом штанговый глубинный насос выполнен вставным. В качестве клапана использован клапан, состоящий из корпуса с седлом и внутренней цилиндрической выборкой, подвижной втулки с обратным клапаном. При этом наружная поверхность верхней части подвижной втулки с седлом корпуса образует клапанную пару, а подвижная втулка подпружинена основной пружиной относительно корпуса. При этом обратный клапан выполнен в виде клапана золотникового типа с радиальными отверстиями и заглушкой сверху. Обратный клапан размещен во внутренней полости подвижной втулки и подпружинен дополнительной пружиной относительно подвижной втулки. При этом при повышении давления жидкости снизу обратный клапан выполнен с возможностью осевого перемещения относительно подвижной втулки с сжатием дополнительной пружины и открытием радиальных отверстий обратного клапана. При повышении давления жидкости сверху обратный клапан выполнен с возможностью сжатия основной пружины и осевого перемещения совместно с подвижной втулкой относительно корпуса и перетока жидкости сверху вниз по внутренней цилиндрической выборке корпуса. Причем на концах трубы с отверстиями радиальной конической формы жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент из намотанной витками по спирали проволоки, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтром добываемого продукта, повышение межремонтного периода работы устройства, промывка клапана и фильтра в скважине. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки скважины. Устройство состоит из ствола, корпуса, кольцевой камеры, клапана, а также кольцевого поршня, толкателя. Кольцевая камера гидравлически связана радиальными отверстиями, выполненным в стволе с его осевым каналом, и отверстиями, выполненными в корпусе над клапаном с межтрубным пространством скважины. Клапан жестко соединен сверху с кольцевым поршнем с возможностью герметичного отсечения снаружи радиальных отверстий в стволе. Манжета выполнена самоуплотняющейся, а выше нее на гидроцилиндре установлен центратор с продольными каналами снаружи. Выше центратора между гидроцилиндром и толкателем установлен пакер, выполненный сборным из чередующихся резиновых и металлических колец. Резиновые кольца пакера имеют возможность осевого сжатия и радиального расширения наружу. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины. Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины включает спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень. Клапан-поршень состоит из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу. Колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство. Клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапан-поршнем. Стоп-муфта снизу оснащена хвостовиком с размещенным на нем пакером. При этом пакер имеет возможность посадки над пластом в эксплуатационной колонне с разобщением затрубного и подпакерного пространств скважины. В хвостовике выше пакера выполнены отверстия, в которых жестко зафиксированы патрубки, сообщающие затрубное пространство скважины с соплом, концентрично размещенным в хвостовике. Причем в хвостовике напротив сопла выполнена камера низкого давления, которая посредством внутреннего пространства хвостовика соединена с подпакерным пространством скважины. В хвостовике над соплом установлен эжектор. Корпус клапана-поршня оснащен тремя опорными кольцами, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок. Причем два опорных кольца загумированы в манжету, а одно опорное кольцо загумировано в запорный элемент. Манжета выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия, а запорный элемент клапана-поршня выполнен в виде резиновой пробки, имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием ступ-муфты. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и надежности работы клапана-поршня, повышение эффективности очистки призабойной зоны в скважинах с низким пластовым давлением. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ обработки продуктивного карбонатного пласта включает выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб с гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углом 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислоты в интервалы обработки пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на интервалы обработок пласта. После выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой, гидромониторной насадкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент, патрубком-центратором, при открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину, устанавливают гидромониторную насадку напротив начала ближайшего к забою открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки, с устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла гидромониторной насадки, далее вращают колонну труб с устья скважины и производят закачку порции кислоты по колонне труб в режиме кислотного гидромониторного воздействия с образованием поперечной плоскости, затем прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб и перемещают колонну труб от забоя к устью скважины на один метр в интервале обработке и в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс с образованием поперечных полостей повторяют через каждый метр в зависимости от длины интервала обработки в открытом горизонтальном стволе скважины, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от забоя к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, по окончанию создания последней поперечной полости в интервале обработки открытого горизонтального ствола, закрывают затрубную задвижку на устье скважины, не прерывая вращение колонны труб с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость, прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества по колонне труб, затем перемещают колонну труб от устью к забою скважины на один метр, и в режиме гидропескоструйного воздействия обрабатывают следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс повторяют в зависимости от количества поперечных полостей в интервале обработки, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от устью к забою скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки открытого горизонтального ствола, вымывают запорный элемент и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство с одновременным вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения шаровой воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность. Предлагаемый способ обработки продуктивного карбонатного пласта позволяет: - повысить эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины; - увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта; - исключить вероятность возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб; - сократить продолжительности обработки пласта. 5 ил. на 2 л.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Технический результат - повышение надежности работы устройства в горизонтальной скважине и эффективности очистки добываемого продукта, увеличение межремонтного периода работы устройства, а также снижение его металлоемкости. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб с насосом, клапан, хвостовик. В составе колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса в вертикальной части горизонтальной скважины размещен клапан. К клапану снизу присоединен хвостовик с фильтром. Клапан выполнен в виде муфты с конусным седлом и установленной в муфте двухступенчатой пробки из пластикового материала со сквозными окнами, выполненными на ее боковой поверхности. Верхняя ступень пробки герметично взаимодействует с муфтой. Между нижней ступенью двухступенчатой пробки и муфтой имеется кольцевой зазор. Нижний торец пробки выполнен в виде конуса и имеет возможность герметичного взаимодействия с конусным седлом муфты. Двухступенчатая пробка имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно муфты. Высота двухступенчатой пробки меньше расстояния от отверстия в муфте до торца нижней трубы колонны насосно-компрессорных труб. На концах трубы с отверстиями диаметром 6-7 мм жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент. Он выполнен из намотанной витками по спирали проволоки с зазором 1,0 мм между витками, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для смешения жидкостей и газов с получением пены и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для приготовления пены с целью пенокислотной обработки пласта. Устройство для приготовления пенокислоты содержит емкость со штуцером подвода жидкости с пенообразователем, штуцером подвода газа, штуцером подвода стабилизатора и штуцером отвода пены. Емкость выполнена в виде трубы, в которую концентрично установлен полый патрубок, причем полый патрубок с одной стороны жестко соединен с трубой, а с другой стороны полый патрубок герметично размещен в трубе. При этом внутренний диаметр трубы в два раза больше наружного диаметра полого патрубка. В полом патрубке выполнены отверстия диаметром 1,8 мм, расположенные в шахматном порядке на расстоянии 10 мм друг от друга, а на наружной поверхности полого патрубка в интервале его отверстий по винтовой поверхности выполнена диафрагма и установлены центраторы. Штуцер подвода жидкости установлен в трубу до отверстий полого патрубка, а штуцер подачи газа установлен с одного конца полого патрубка, штуцер выхода пены размещен на другом конце полого патрубка. Штуцер для подвода стабилизатора установлен в полый патрубок со стороны штуцера отвода пены на расстоянии не менее 1 м от отверстий и выполнен в виде трубки с косым срезом, высотой, равной внутреннему диаметру полого патрубка, и сориентированным в направлении потока пены. Техническим результатом является повышение качества и стабильности получаемой пены. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для продления безводного режима разработки нефтяных скважин. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. При этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий. Причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины. При этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек. Причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий. При размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. При размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи скважинами с горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу. Причем между двумя горизонтальными стволами крайних скважин бурят добывающую скважину с горизонтальным стволом, при этом в горизонтальные стволы двух крайних скважин устанавливают электроды. На устье скважины соединяют электроды с высокочастотной установкой. В горизонтальный ствол добывающей скважины спускают электроцентробежный насос. Производят прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах двух крайних скважин электродов - анода и катода, а отбор разогретой нефти из залежи на дневную поверхность осуществляют электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. На одной глубине бурят две крайние скважины с равными по длине горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу на расстоянии 40 м между устьями .Затем по всей длине горизонтальных стволов этих скважин выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением токопроводящим материалом. Далее перпендикулярно забоям горизонтальных стволов крайних скважин бурят третью скважину с горизонтальным стволом. Причем горизонтальный ствол третьей скважины не пересекает горизонтальные стволы крайних скважин, но пробурен в пределах трещин гидравлического разрыва пласта, выполненного из горизонтальных стволов крайних скважин,. При этом левее и правее крайних скважин, а также между ними параллельно их горизонтальным стволам на равноудаленном расстоянии пробуривают три добывающих скважины с горизонтальными стволами, длины которых равны длинам горизонтальных стволов крайних скважин. Причем горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют на 15 м ниже горизонтальных стволов крайних скважин. Далее в горизонтальные стволы скважин устанавливают электроды - катоды и аноды, при этом в крайних скважинах устанавливают катоды, а в третьей скважине - анод. Причем в качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. При этом на устье скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией и оснащают добывающие скважины электроцентробежными насосами. Осуществляют прогревание залежи с помощью крайних скважин по всей длине их горизонтального ствола, а отбор разогретой нефти осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через горизонтальные стволы добывающих скважин. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса. На колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса. Линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем. Колонна насосно-компрессорных труб выше насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода. Повышается надежность и эффективность работы, снижается металлоемкость, расширяются функциональные возможности. 1 ил.

Изобретение относится к добыче, сбору, подготовке и транспорту жидких и газовых продуктов. Пробоотборное устройство содержит основной трубопровод, пробоотборную секцию, закрепленную с основным трубопроводом с возможностью отбора пробы с охватом поперечного сечения потока жидкости, отборный кран и манометр. Отборный кран выполнен в виде корпуса и втулки, жестко соединенной с рукояткой, при этом в исходном положении втулка перекрывает сливное отверстие корпуса, а рукоятка имеет возможность перемещения совместно с втулкой, открывая сливное отверстие корпуса в рабочем положении. В основном трубопроводе установлен полый цилиндр с центральным каналом, причем полый цилиндр со стороны движения потока жидкости оснащен входным конусом, сужающим поток, и выходным конусом, расширяющим поток с другой стороны полого цилиндра. В центральный канал полого цилиндра со стороны входного конуса установлен завихритель, снабженный внутри тангенциальными каналами. Втулка отборного крана герметично снаружи охватывает корпус со сливным отверстием и имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно корпуса. Корпус оснащен первой и второй наружными цилиндрическими проточками и в нем размещено разрезное пружинное стопорное кольцо. Втулка оснащена внутренней кольцевой выборкой. В результате обеспечивается повышение качества отобранных проб жидкости, повышение надежности отборного крана в работе и повышение степени корректности определяемых технологических параметров скважин и пластов по анализам отобранных проб. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины. Устройство для освоения пласта скважины включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, установленным выше пласта, и фильтр, заглушенный снизу для сообщения с пластом, наконечник с рядом отверстий. Фильтр оснащен сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. Наконечник вставлен сверху в насадку, от которой подпружинен пружиной вверх. Снизу наконечник оснащен седлом, на котором размещен шар. Пакер выполнен в виде надувного резинового элемента с гидравлической камерой, соединенной осевым каналом, выполненным в насадке с ее внутренней цилиндрической полостью. Причем в исходном положении ряд отверстий наконечника расположен напротив внутренней цилиндрической полости насадки и сообщается с внутренним пространством колонны НКТ. При этом сверху на наконечник телескопически установлен полый корпус, жестко соединенный сверху с колонной НКТ. Полый корпус зафиксирован относительно наконечника в исходном положении срезным элементом, а в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и насадки, сжатия пружины, фиксации полого наконечника относительно насадки, герметичного отсечения ряда отверстия наконечника внутренней поверхностью насадки. При этом колонна НКТ выше полого корпуса оснащена штанговым глубинным насосом. Техническим результатом является повышение качества работы устройства, а также повышение надежности герметизации. 2 ил.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Устройство для импульсной закачки жидкости в пласт включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом и технологическое сужение, размещенное в центральном канале патрубка, выполненное в виде сменной втулки. При этом корпус установлен на патрубке на шариковых опорах. Патрубок снабжен верхним и нижним рядами радиальных отверстий, между которыми внутри патрубка размещен обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Верхний и нижний ряды радиальных отверстий сообщаются между собой посредством перепускного канала, выполненного между корпусом и патрубком. Причем в перепускном канале на внутренней поверхности корпуса тангенциально размещены лопатки, позволяющие корпусу вращаться относительно патрубка, частично перекрывая и изменяя проходное сечение нижнего ряда радиальных отверстий патрубка кольцом, оснащенным рядом сквозных отверстий. При этом кольцо установлено снаружи патрубка напротив нижнего ряда радиальных отверстий патрубка и жестко закреплено к корпусу. Сменная втулка установлена в центральном канале на нижнем конце патрубка. Техническим результатом является повышение надежности работы. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины. Способ включает размещение оборудования по непрерывному трубопроводу меньшего, чем колонна НКТ, диаметра, оснащение нижнего конца непрерывного трубопровода насадкой герметичным неразъемным в скважинных условиях соединением, совместный спуск непрерывного трубопровода и НКТ. Насадку выполняют в виде конуса, направленного вершиной вниз. Определяют диаметр основания конуса, который выполняют меньше внутреннего диаметра ствола скважины на радиус колонны НКТ. Непрерывный трубопровод жестко крепят в конусе концентрично. Сначала проталкивают непрерывный трубопровод с конусом в горизонтальный или наклонный ствол скважины до его остановки в осложненном интервале скважины, после чего на устье скважины колонну НКТ снабжают заглушкой и эксплуатационным оборудованием, спускают колонну НКТ в горизонтальный или наклонный ствол скважины параллельно непрерывному трубопроводу до упора нижнего конца колонны НКТ в торец основания конуса, затем разгружают колонну НКТ на конус и протягивают непрерывный трубопровод до выхода их из осложненного интервала скважины, после чего проталкивают непрерывный трубопровод с конусом до забоя, а колонну НКТ устанавливают в заданном интервале размещения эксплуатационного оборудования в горизонтальном или наклонном стволе скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности доставки оборудования. 1 ил.

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в горизонтальной скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, расположенную между верхней и нижней опорами. Верхняя опора корпуса пакера жестко соединена с разобщителем. Разобщитель включает ствол с радиальными отверстиями, с верхней и нижней резьбами и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезным элементом. Золотник снабжен осевым центральным отверстием и посадочным седлом для бросового элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой пласта, находящегося выше пакера. Нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жестко закрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности. Пропускная способность этих отверстий больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки бросового элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Эластичная манжета выполнена в виде двух уплотнительных резиновых элементов, разделенных между собой металлической шайбой. Верхняя и нижняя опоры выполнены в виде тарелок с возможностью предотвращения затекания уплотнительных резиновых элементов за их пределы при посадке пакера. Верхняя и нижняя опоры оснащены усеченными конусами, нанизываемыми при посадке пакера на уплотнительные элементы эластичной манжеты. Усеченный конус верхней опоры направлен вершиной вниз, а усеченный конус нижней опоры направлен вершиной вверх. Ствол разобщителя оснащен двумя внутренними кольцевыми проточками, оснащенными разрезными пружинными стопорными кольцами, имеющими возможность фиксации золотника за его верхний торец после осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Бросовый элемент выполнен в виде штока, оснащенного снизу полусферой, выше которой на штоке жестко установлен центратор, выполненный разрезным из армированной резины, а выше центратора на штоке жестко установлено сплошное уплотнительное резиновое кольцо. Предлагаемое устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине позволяет исключить негерметичную посадку пакера устройства в горизонтальном стволе скважины или потерю герметичности пакера в процессе работы устройства, а также расширить функциональные возможности работы устройства и повысить надежность его работы. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока. Пакер выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. В полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. Напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий. В полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек. Поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки. В фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт. Он жестко закреплен в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины. Нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины. При этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин с целью очистки и улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта. Устройство для освоения пласта скважины включает сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавленный выше пласта. При этом колонна НКТ выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий. Отверстия в начальном положении герметично перекрыты полой втулкой под сбрасываемый запорный элемент. Причем запорный элемент имеет возможность герметичной посадки и фиксации в полой втулке, а также возможность ограниченного осевого перемещения совместно с полой втулкой вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны НКТ под действием создаваемого избыточного давления в колонне НКТ с последующей фиксацией полой втулки пружинным разрезным стопорным кольцом в насечках для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса запорного элемента. Насечки выполнены на внутренней поверхности колонны НКТ. Запорный элемент выполнен в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхний диаметр - Дз которого больше внутреннего диаметра полой втулки - d, но меньше внутреннего диаметра ограничителя хода сваба - D. Техническим результатом является упрощение конструкции устройства и сокращение освоения скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке в пласт в системе поддержания пластового давления в процессе разработки нефтяных месторождений. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. Снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху. При этом в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе. Глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой и полый корпус. Проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта. Длина полого ствола позволяет перекрывать обрабатываемый пласт в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжета основного пакера и дополнительная манжета дополнительного пакера выполнены в виде нижнего и верхнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. Сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью верхнего надувного резинового элемента дополнительного пакера посредством кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в верхней части цилиндрической втулки дополнительного пакера. Полая втулка подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. Снизу полая втулка оснащена седлом, зафиксированным разрушаемым элементом, на котором размещен шар. Сверху на полую втулку телескопически установлен полый корпус, зафиксированный в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации относительно цилиндрической втулки, герметичного отсечения радиального отверстия внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера и срезания разрушаемого элемента седла с перемещением седла сверху вниз до упора во внутренний уступ. Внутренний уступ выполнен на нижнем конце проходного корпуса основного пакера. При этом происходит переток жидкости сверху вниз через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. Изобретение обеспечивает повышение надежности устройства, эффективности работы устройства и повышение качества герметизации. 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу. Полый корпус оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой, гильза оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, в которой установлено стопорное кольцо, гильза зафиксирована относительно полого корпуса срезным элементом. Сверху гильза снабжена посадочным седлом под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб шар. Напротив выпускного канала полого корпуса эксцентрично установлен регулируемый клапан, состоящий из подпружиненного вниз поршня со штоком и регулировочной гайки. Ниже поршня в клапане выполнена гидравлическая камера, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством полого корпуса, причем под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с пластом через выходное отверстие клапана, которое оснащено сменной насадкой, ввернутой в выходное отверстие клапана. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине. Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития трещины и ее размеры по азимуту. С двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами. В добывающую скважину спускают насосное оборудование. В каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле. Осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой нефти из добывающей скважины до полной выработки. Затем добывающую скважину переводят в наблюдательную. Параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину. Затем процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин. На устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины. По окончании гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб. Производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины. Повышается эффективность очистки и возможности контроля процесса, исключается гидравлический удар. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для воздействия на призабойную зону импульсом депрессии для повышения производительности скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинно-насосными установками. Устройство для импульсно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта содержит полый корпус с направляющей и приемными отверстиями, входящую в него депрессионную камеру. На полом корпусе телескопически установлена и зафиксирована срезным винтом крышка. При этом в полый корпус концентрично установлен полый шток переменного сечения, соединяющий депрессионную камеру полого корпуса с дополнительной депрессионной камерой. Полый шток переменного сечения взаимодействует с переточным отверстием полого корпуса, на цилиндрической поверхности крышки размещены пакер и клин. Наружная коническая поверхность клина взаимодействует с плашками, имеющими возможность радиального перемещения. Крышка оснащена упором с возможностью взаимодействия с клином. Полый корпус выполнен с опорой на забой скважины. На цилиндрической поверхности крышки ниже плашек установлены упорное кольцо и дополнительные плашки, имеющие возможность радиального перемещения, дополнительный клин, жестко соединенный с направляющей полого корпуса. Снизу полый шток переменного сечения оснащен боковыми отверстиями и оснащен заглушкой в нижней торцовой части. В полом штоке переменного сечения размещен плунжер с нагнетательным клапаном. Плунжер с помощью колонны штанг соединен со станком-качалкой. В исходном положении переточное отверстие полого корпуса взаимодействует с полым штоком переменного сечения и гидравлически разобщает приемные отверстия полого корпуса с боковыми отверстиями полого штока переменного сечения. В рабочем положении переточное отверстие полого корпуса выходит из взаимодействия с полым штоком переменного сечения и гидравлически сообщает приемные отверстия полого корпуса с боковыми отверстиями полого штока переменного сечения. Техническим результатом является повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта без проведения многократных спускоподъемных операций устройства. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии промывки наклонно-горизонтальных скважин с низким пластовым давлением. Способ включает создание циркуляции бурового раствора по прямой схеме промывки прокачиванием через бурильную колонну труб с долотом, спущенную в скважину основного бурового раствора и бурового раствора с вязкостью, обеспечивающей повышенную выносящую способность. В качестве бурового раствора применяют аэрированную промывочную жидкость. В процессе промывки аэрированной промывочной жидкостью спуск колонны бурильных труб производят с осевой скоростью 20 м/ч и с вращением со скоростью 40 об/мин. При прохождении каждых 5 м спуск колонны приостанавливают и приподнимают на 2 метра, производят циркуляцию аэрированной промывочной жидкости с повышенным расходом в течение 15 мин, после чего спуск продолжают. В качестве бурового раствора с повышенной выносящей способностью используют растворимые в аэрированной промывочной жидкости полимерные бруски из акрилового сополимера, растворимой бумаги и растворимой пробки. Бруски сбрасывают в колонну труб с устья скважины при наращивании каждой трубы бурильной колонны, начиная с интервала угла набора кривизны открытого ствола выше 40° при промывке наклонно-горизонтальной скважины и до достижения забоя открытого ствола. Повышается эффективность промывки, стабильность бурового раствора, снижается вероятность прихвата колонны. 2 ил.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб. Глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины. Первая линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом на устье скважины. Устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией. В первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины. Во втором положении переключатель соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией. Повышается надежность, упрощается конструкция. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение устройства и возможность переключения потоков добываемой продукции неограниченное количество раз. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями. При этом внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб, выполненная с верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевыми уплотнениями. Верхний конец полого корпуса оснащен центратором. Выше верхнего ряда отверстий труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом. Верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса - ниже пакера. В исходном положении верхние и нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщены между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы. Срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса. Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий. Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть применено при освоении скважин. Клапан содержит полый корпус с муфтовым и ниппельным концами, снабженными резьбами для соединения клапана с колонной насосно-компрессорных труб и с радиальным отверстием, полый золотник с радиальным отверстием, поршень. Полый золотник размещен эксцентрично относительно корпуса и жестко зафиксирован на его наружной поверхности. Радиальные отверстия корпуса и золотника сообщаются между собой, причем полый золотник снабжен боковым каналом. Поршень жестко закреплен на нижней части штока, а верхняя часть штока оснащена наружным кольцевым выступом и герметично вставлена в регулировочную гайку с возможностью осевого перемещения относительно регулировочной гайки. Регулировочная гайка ввернута во внутреннюю резьбу полого золотника, выполненную на ее верхнем конце, причем поршень подпружинен от регулировочной гайки вниз, а ниже поршня в золотнике выполнена гидравлическая камера, сообщающаяся с внутренним пространством корпуса. Под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с заколонным пространством скважины через боковой канал полого золотника. Технический результат заключается в снижении и возможности регулирования гидравлического давления для срабатывания клапана, обеспечении возможности прохождения геофизических приборов через клапан, а также в возможности совмещения нескольких технологических операций за один спуск колонны труб. 1 ил.

Изобретение относится к технике механизированной добычи нефти: в частности добыче вязких и высоковязких нефтей, а также нефтей, содержащих механические примеси. Штанговая насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб и штанг. Цилиндр с установленными одна над другой ступенями разного диаметра; полые плунжеры: меньшего диаметра - верхний и большего диаметра - нижний, снабженные соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами. Нагнетательный клапан размещен в нагнетательной клапанной коробке в нижнем конце плунжера меньшего диаметра. Диаметр нагнетательной клапанной коробки превышает диаметр плунжера меньшего диаметра, что позволяет значительно увеличить диаметр нагнетательного клапана для обеспечения высокой работоспособности насосной установки, путем облегчения поступления высоковязкой газожидкостной смеси в полость этого плунжера. Максимальное расстояние от верха нагнетательной клапанной коробки до места сочленения ступеней цилиндра больше длины хода плунжеров. Полость плунжера большего диаметра сообщается с полостью цилиндра через отверстия, с полостью плунжера меньшего диаметра посредством нагнетательного клапана и с полостью фильтрового груза посредством всасывающего клапана, что обеспечивает работоспособность предложенной штанговой насосной установки. Верхняя часть цилиндра снабжена тороидальными грузами, препятствующими его страгиванию при ходе колонны штанг вверх, а нижняя часть - резиновыми кольцами, герметизирующими посадочное место цилиндра, оснащенное втулкой-скребком для очистки фильтра штанговой насосной установки, выполненного в полой части фильтрового груза. Обеспечивается работоспособность насоса заданным расположением всасывающего и нагнетательного клапана в плунжерах большего и меньшего диаметров, повышается эффективность эксплуатации штанговой насосной установки в целом, увеличивается межремонтный период ее работы. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины. Геофизическими исследованиями определяют наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявляют нарушения герметичности эксплуатационной колонны. Затем при отсутствии цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявлении нарушений герметичности эксплуатационной колонны тампонированием производят наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной и герметизацию зон нарушения эксплуатационной колонны. Определяют качество тампонирования эксплуатационной колонны проведением повторных геофизических исследований. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. Далее до забоя скважины спускают дополнительную колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Затем извлекают дополнительную колонну труб из скважины, доливают в ствол скважины термостойкий цемент до устья. После чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью. Далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. После ликвидации скважины периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, исключение повреждения обсадной колонны скважины. Способ обработки нефтяного пласта включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. Между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта. В колонну труб в импульсном режиме закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку. Затем сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по ее межколонному пространству выше пакера. 4 ил.

Изобретение относится к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта. Далее в интервал вырезанного участка спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе. Проводят анализ керна и по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. После чего производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта. Затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост. После чего производят установку второго цементного моста от верхнего конца глиняного моста до устья скважины. Установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Колонну труб малого диаметра заполняют незамерзающей жидкостью и спускают оптоволоконный кабель до забоя. Периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность процесса ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке жидкости в пласт. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. При этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой. Сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана. При этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и механическими примесями. Способ обработки прискважинной зоны пласта включает спуск в скважину колонны труб, закачку в полость скважины жидкости, формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины путем создания импульса давления в зоне перфорации с помощью источника жидкости, находящегося под давлением с последующим изливом скважинной жидкости в сливную емкость. Измеряют давление закачки и расход закачиваемой жидкости, причем закачивают жидкость с постепенным повышением давления до раскрытия трещин пласта и останавливают закачку жидкости после прекращения увеличения расхода закачиваемой жидкости. На устье скважины колонну труб оснащают снизу пакером, а выше эжекторной установкой. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился выше пласта. Производят посадку пакера, спускают полую насадку по колонне труб и устанавливают ее в эжекторную установку. При этом герметично отсекая колонну труб от межколонного пространства скважины. Далее с помощью источника жидкости, находящегося под давлением, закачивают жидкость по колонне труб через эжекторную установку в подпакерное пространство полости скважины и в пласт с постепенным повышением давления до раскрытия трещин пласта и прекращения увеличения расхода закачиваемой в пласт жидкости. Затем отсекают источник жидкости, находящийся под давлением, и изливают скважинную жидкость по колонне труб в сливную емкость. Далее извлекают из эжекторной установки по колонне труб полую насадку и спускают в эжекторную установку глухую насадку, при этом сообщая колонну труб через эжекторную установку с межколонным пространством скважины. С устья скважины закачивают жидкость по колонне труб в эжекторную установку. При этом под действием созданной на пласт депрессии скважинная жидкость из подпакерного пространства через эжекторную установку выносится по межколонному пространству в сливную емкость. Закачку жидкости в колонну труб прекращают после выравнивания подачи закачиваемой жидкости в колонну труб. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины. 2 ил.

 


Наверх