Патенты автора Немков Алексей Владимирович (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на месторождениях, находящихся в условиях падающей добычи газа. Способ эксплуатации куста обводняющихся скважин, которые оборудованы по беспакерной схеме и объединены одним газосборным коллектором, включает прокладывание технологического трубопровода от модульной компрессорной установки до газофакельного устройства. Технологический трубопровод соединяет нижнюю задавочную линию каждой скважины куста через дистанционно-управляемые задвижки. Каждую нижнюю задавочную линию скважины оборудуют запорной арматурой. Начало ликвидации столба жидкости определяют при снижении устьевых параметров от установленных. Открывают задвижки технологического трубопровода и нижней задавочной линии скважины. Подают компримированный газ от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины. После ликвидации столба жидкости задвижки закрывают. Газ стравливают в технологическом трубопроводе на газофакельное устройство и продолжают эксплуатацию куста скважин. Техническим результатом является увеличение срока эксплуатации скважин до выхода в бездействующий фонд. 5 ил.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при техническом перевооружении газоконденсатных скважин. Способ включает глушение скважины, демонтаж елки фонтанной арматуры, установку противовыбросового оборудования на трубную головку фонтанной арматуры, извлечение лифтовой колонны, спуск и установку в скважине пакера-пробки, демонтаж противовыбросового оборудования, трубной головки и обвязки колонной, установку новой обвязки колонной, трубной головки и монтаж на них противовыбросового оборудования, разбуривание или извлечение пакера-пробки, спуск новой лифтовой колонны, оборудованной циркуляционным клапаном, гидравлическим пакером, посадочным ниппелем и направляющей воронкой, демонтаж противовыбросового оборудования, монтаж новой елки фонтанной арматуры, монтаж лубрикатора, спуск через него клапана-отсекателя и посадку его в посадочном ниппеле. После чего осуществляют демонтаж лубрикатора и установку протекторной части трубодержателя, оснащенной обратным клапаном, которую соединяют с нагнетательной линией. Затем проводят активацию пакера путем создания давления в лифтовой колонне, опрессовку пакера созданием давления в затрубном пространстве. После чего осуществляют отсоединение нагнетательной линии, демонтаж протекторной части трубодержателя и монтаж лубрикатора, извлечение клапана-отсекателя, открытие циркуляционного клапана, вызов притока из скважины, закрытие циркуляционного клапана, демонтаж лубрикатора, монтаж противовыбросового оборудования и протекторной части трубодержателя, соединение с нагнетательной линией, проведение гидравлического разрыва пласта, извлечение протекторной части трубодержателя, освоение скважины на факел и запуск ее в шлейф. Технический результат заключается в увеличении срока эксплуатации скважины до выхода в бездействующий фонд. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, а оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение периода между обработками скважины ПАВ, увеличение ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием. Осуществляют последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны. Осуществляют спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера. Затем осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины. Далее последовательно соединяют и спускают в скважину элементы подземного эксплуатационного оборудования компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб. Осуществляют присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Техническим результатом является повышение надежности и безопасности при эксплуатации скважин. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин. Технический результат заключается в предотвращении вертикального перемещения сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы (СПГТ), а также в возможности быстрого отсоединения накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства от СПГТ при изменении места ее подвеса в ремонтируемой скважине. Способ подвешивания СПГТ в скважине включает закрытие коренной задвижки фонтанной арматуры, демонтаж части фонтанной арматуры, расположенной выше коренной задвижки, установку узла подвеса и задвижки, проведение их опрессовки, расстановку наземного оборудования, монтаж противовыбросового оборудования и инжектора, заправку СПГТ в инжектор, герметизатор, превентор, открытие задвижки, спуск СПГТ до момента, когда верхний конец СПГТ достигнет инжектора, соединение СПГТ со штангой, окончательный спуск и закрепление СПГТ в узле подвеса, ее опрессовку, отсоединение штанги от СПГТ, извлечение ее из скважины, демонтаж инжектора, герметизатора и блока превенторов, проведение монтажа фонтанной арматуры, создание избыточного давления. Верхний конец СПГТ соединяют посредством накидного переводника в виде цанга-фитингового устройства, затем на накидной переводник накручивают штангу и производят закрепление СПГТ в узле подвеса путем посадки ее в посадочном седле узла подвеса с жесткой фиксацией ее от осевого перемещения сквозной стопорной гайкой накидного переводника. 4 ил.

Изобретение относится к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение зон дренирования продуктивного пласта и повышение эффективности дистанционного управления работой скважины в режиме реального времени в арктических условиях. Морская многозабойная газовая скважина содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины. Это устье имеет колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру. В корпусе колонной головки на клиновой подвеске подвешен кондуктор, расположенный внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе. В ней концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород. Верхний торец этой колонны расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна расположена в вертикальной части основного ствола скважины. Она снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к которому присоединен хвостовик-фильтр. Выше него к эксплуатационному хвостовику подходит боковой ствол с хвостовиком-фильтром, направленным в сторону диаметрально противоположную от хвостовика-фильтра основного ствола. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры подземного оборудования составной лифтовой колонны расположены выше и ниже бокового ствола. Приустьевой клапан-отсекатель, расположенный в верхней части лифтовой колонны, выполнен с возможностью дистанционного управления. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Надводная скважина для добычи нефти и газа в открытом море содержит водоотделяющую колонну и расположенное на морской платформе устье скважины, имеющее колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с задвижками, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления. Корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, в которой концентрично установлена лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных к обвалам. Верхний торец водоотделяющей колонны расположен над палубой морской платформы ниже колонной головки, а кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта. В качестве подземного оборудования лифтовой колонны применены: приустьевой клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и скважинная камера, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры. Приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных. Заявляемое конструктивное расположение устьевого оборудования, расположение и исполнение колонн обеспечивает повышение надежности конструкции скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Технический результат - увеличение продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин и повышение коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами. По способу на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола. При этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы. Первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта. Горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту. В горизонтальном стволе размещают скважинный фильтр с отверстиями. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды и перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра приподнимают лифтовую колонну до кровли продуктивного пласта и осуществляют перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра. Перфорацию осуществляют в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой. После этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне. 5 ил., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин. Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи многолетнемерзлых пород, включает последовательное закачивание через колонну насосно-компрессорных труб в призабойную зону заглинизированного низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта метанола в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, ортофосфорной кислоты 5-6%-ной концентрации с технологической выстойкой не более 0,5 ч. После закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Затем снова закачивают и продавливают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 ч. Затем производят удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отрабатывают и вводят скважину в эксплуатацию. При этом закачивание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода осуществляют импульсно-циклическим методом попеременным закачиванием водного раствора перекиси водорода и инертного газа, например, азота. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин. Технический результат - повышение эффективности способа за счет устранения условий набухания глин, содержащихся в продуктивном пласте, при прокладке радиального ствола в низкопроницаемых терригенных отложениях из влагонабухающих глин. По способу в обводнившейся части пласта первоначально проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В необводненной части пласта проводят геофизические исследования. Определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. На колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку со сквозным каналом. Ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта. В скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку с винтовым забойным двигателем, гибким валом и фрезой. Прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием раствора на углеводородной основе. Извлекают из скважины фрезерующую оснастку. Спускают в скважину гидромониторную насадку до выходного отверстия направляющей компоновки. Размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и горную породу с образованием радиального ствола. Через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом с образованием каверны. Извлекают из скважины гибкую трубу с гидромониторной насадкой. Поворачивают направляющую компоновку, например, на 180 градусов и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола. Приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов. До верхних радиальных стволов скважины спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов. Скважину вводят в эксплуатацию. 3 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в коллекторе. В способе кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора во внутреннюю полость эксплуатационной колонны спускают гидромеханический щелевой перфоратор, прорезают с помощью вертикально перемещающихся дисков-фрез гидромеханического щелевого перфоратора стенки эксплуатационной колонны с образованием двух продольных щелей, расположенных напротив друг друга на разных высотных отметках, в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта. Закачивают через гидромониторные насадки гидромеханического щелевого перфоратора технологическую жидкость на углеводородной основе и промывают через продольные щели в эксплуатационной колонне посредством технологической жидкости на углеводородной основе, истекающей под давлением, величиной, не превышающей давление гидроразрыва пласта, с образованием фильтрационных каналов в цементном камне за эксплуатационной колонной и окружающей горной породе призабойной зоны пласта, проходящих в глубину продуктивного пласта. После образования фильтрационных каналов из скважины извлекают гидромеханический щелевой перфоратор и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают подземное внутрискважинное оборудование, состоящее из пакера высокого давления и циркуляционного клапана. Запакеровывают пакер над кровлей продуктивного пласта и промывают фильтрационные каналы соляной кислотой 12%-ной концентрации с продавливанием в глубину продуктивного пласта технологической жидкости на углеводородной основе, ранее закачанной в скважину. После этого заполняют подпакерное пространство скважины загущенной глинокислотой, состоящей из соляной кислоты 12%-ной концентрации, фтористой кислоты 3%-ной концентрации и загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, продавливают ее в глубину пласта в качестве жидкости разрыва и расклинивающего материала с образованием трещины разрыва. После завершения кислотного гидравлического разрыва и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12%-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы. Далее промывают надпакерное пространство скважины созданием циркуляции в затрубном и трубном пространствах с помощью циркуляционного клапана и осуществляют вызов притока из продуктивного пласта методом снижения противодавления. После освоения скважину вводят в эксплуатацию с оставлением в скважине спущенного в процессе гидравлического разрыва подземного внутрискважинного оборудования. 3 пр., 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении. Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер. Затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения. Извлекают из скважины лифтовую колонну. Устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель. Вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно. Бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта. Спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром. Цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель. Спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением. Устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна. Затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга. После чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения. Затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик растворитель. Разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой. Далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта. Подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны. Извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию. Техническим результатом является восстановление самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП. 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Техническим результатом является сокращение продолжительности работ по переобвязке устья самозадавливающейся газовой скважины за счет использования элементов демонтированного ранее установленного на скважине устьевого оборудования. Способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины включает демонтаж с устья скважины старой фонтанной арматуры и монтаж новой фонтанной арматуры. С устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину фонтанной елки с четырьмя струнными задвижками и двумя угловыми штуцерами и буферную задвижку. На устье оставляют старую трубную головку, на которой монтируют ранее демонтированную крестовину фонтанной елки с двумя струнными задвижками. Затем на крестовине монтируют новую переводную катушку, в которой подвешивают центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны. После этого на новой переводной катушке размещают новую центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают новую верхнюю крестовину меньшего размера с двумя новыми меньшего диаметра верхними струнными задвижками. Затем на новой верхней крестовине размещают новую буферную задвижку меньшего диаметра. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны (ОПЗ) низкопроницаемых терригенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ремонту устьевого оборудования нефтегазовых скважин, в частности к переобвязке устья скважины при замене старого или неисправного устьевого оборудования на новое

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению пакеруемых газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах, в частности к оборудованию для ликвидации открытых горящих нефтегазовых фонтанов на скважинах с наклоненными устьями

Изобретение относится к области эксплуатации к области эксплуатации нефтяной залежи, конкретно к конструкции многозабойной низкодебитной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности в условиях аномально низкого пластового давления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расконсервации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород, законсервированных методом установки цементных мостов с оставлением в стволе скважины бурового глинистого раствора и с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки, длительное время находящихся в консервации и имеющих негерметичную эксплуатационную колонну и большую закольматированную зону, в частности к расконсервации разведочных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пласто-массивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для интенсификации притоков нефти и газа из продуктивных пластов и увеличения их добычи, в частности в ГС

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к ручным инструментам, а именно к трубным ключам для насосно-комрессорных и бурильных труб

Изобретение относится к ручным инструментам, а именно к трубным ключам для завинчивания и развинчивания лифтовых труб большого диаметра

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин с высокой проницаемостью продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам расконсервации скважин, законсервированных с помощью цементного моста

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам расконсервации скважин, законсервированных с помощью цементного моста

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок и предотвращению пескования

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок газовых и газоконденсатных скважин в процессе эксплуатации или ремонта скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных по пакерной схеме, перед проведением капитального ремонта скважин, в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газовых и газоконденсатных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к извлечению из газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин оборванных труб

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для ловли за внутреннюю поверхность оборванных в скважине труб и извлечения их из скважин

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх