Патенты автора Береговой Антон Николаевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Описан эмульгатор инвертных эмульсий, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, жирную кислоту в соотношении 2:1 и углеводородный растворитель, при этом эмульгатор содержит в качестве жирной кислоты олеиновую кислоту, а в качестве углеводородного растворителя - бензолсодержащую фракцию, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - углеводородный растворитель. Технический результат – упрощение процесса приготовления эмульгатора, повышение агрегативной устойчивости эмульсий, улучшенная технологичность процесса и сокращение материальных затрат. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ограничения водопритока в скважине и увеличении продолжительности эффекта от его применения. Способ включает приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3. Указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспезии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м3. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал размещения ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой и первой термопарой с удлинительным проводом, а выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают термостойким пакером и второй термопарой, спускают колонну НКТ в скважину, на устье скважины удлинительный провод соединяют устройством, измеряющим температуру с обеих термопар, и производят посадку термостойкого пакера в скважине. По колонне НКТ в горелку на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник, а с устья скважины с помощью насоса начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом, по достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляемого сигнала на кабель, воспламеняют ГОС в горелке камеры сгорания, извлекают кабель из колонны НКТ. Контроль температуры горения в интервале обработки пласта производят первой термопарой, а контроль температуры в межколонном пространстве над термостойким пакером производят второй термопарой. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта и/или в межколонном пространстве выше допустимой температуры горения в интервале обработки пласта и/или температуры, разрушающей крепление скважины, подачу ГОС снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС увеличивают с условием, чтобы температура в межколонном пространстве не превышала допустимую температуру, при которой начинается разрушение крепления скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с размещенной снаружи горелкой, а к верхнему торцу горелки закрепляют термопару с удлинительным проводом. На устье скважины верхний конец удлинительного провода крепят к устройству, измеряющему температуру. После этого в межколонное пространство скважины до отверстий горелки на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник. Затем с устья скважины с помощью насоса начинают постоянную закачку ГОС в колонну НКТ. Причем используют ГОС следующего состава, мас. %: аммиачная селитра - 65,8%; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 28,2%; бихромат калия - 1%; этиленгликоль - 5%. По достижению ГОС отверстий горелки приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на кабель, происходит воспламенение ГОС. Извлекают кабель с электрическим запальником из колонны НКТ, осуществляют контроль за температурой горения в интервале обработки пласта посредством устройства, измеряющего температуру. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта выше допустимой температуры горения подачу ГОС в НКТ снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС в колонну НКТ увеличивают. Технический результат заключается в повышении надежности и качества обработки пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой. Причем выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы пакер находился на расстоянии 30 м выше кровли пласта. После этого по колонне НКТ в камеру сгорания на электрическом кабеле, совмещенном с оптоволоконным кабелем, спускают источник поджига - электрический запальник до контакта с горелкой, начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом. Причем используют ГОС следующего состава, % мас.: аммиачная селитра - 45,5; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 19,5; бихромат калия - 5; этиленгликоль - 30. По достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на электрический кабель, происходит воспламенение ГОС в горелке камеры сгорания. Контролируют воспламенение и начало сжигания ГОС в камере сгорания. После этого извлекают электрический кабель, совмещенный с оптоволоконным кабелем, из колонны НКТ, производят посадку пакера в скважине, продолжают сжигание ГОС и разогревание высоковязкой нефти в пласте со снижением ее вязкости до величины, достаточной для отбора продукции насосным оборудованием. Технический результат заключается в повышении эффективности разогревания пласта с высоковязкой нефтью и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи. Технический результат - сохранение целостности цементного кольца за обсадной колонной скважины, сокращение периода простоя (термопропитки) скважины на 25%, более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9%, увеличение ресурса работы погружного электронасоса на 29-30%. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт включает последовательную закачку теплоносителя для прогрева пласта - пара, и охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции. В качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида. Теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида. Охлаждающую жидкость закачивают в количестве от 1/12 до 1/6 от массы теплоносителя с температурой не более чем на 120°C меньше температуры теплоносителя. 1 пр.

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 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 нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины содержит спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами. Снизу колонна насосно-компрессорных труб с помощью гидравлического разъединителя соединена с двухпакерной компоновкой, состоящей из двух набухающих пакеров, соединенных межпакерной трубой, длина которой превышает длину интервала водопритока в скважине, на нижнем конце двухпакерной компоновки установлен перфорированный патрубок, в исходном положении герметично перекрытый изнутри втулкой и зафиксированный срезным элементом, при этом на нижнем конце патрубка установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины, причем в рабочем положении втулка имеет возможность ограниченного перемещения вниз под действием запорного элемента, спускаемого по колонне насосно-компрессорных труб с устья скважины до упора в торец гидравлического отклонителя с открытием перфорированных отверстий патрубка и фиксации в патрубке ниже ее перфорированных отверстий. Предлагаемое устройство позволяет повысить надежность в работе за счет упрощения конструкции и качество герметизации интервала водопритока в процессе эксплуатации скважины за счет использования водо- и нефтеводонабухающих пакеров в зависимости от типа жидкости в том интервале, в котором они установлены, и производить отключение интервалов водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, при этом снижаются затраты на монтаж (демонтаж) и обслуживание в процессе эксплуатации скважины, так как устройство спускают в скважину отдельно от эксплуатационного оборудования. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта. Обеспечивает сокращение сроков высокообводненного периода эксплуатации добывающей скважины, снижение энергетических затрат, увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. Сущность изобретения: способ включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С. Перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине. После этого заполняют горизонтальную часть интервала перфорации эксплуатационной колонны, примыкающую к водоносным зонам, последовательно от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя. После технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме. По мере нагрева пласта и разрушения водоизолирующего состава постепенно увеличивают отбор жидкости. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. Технический результат - эффективная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины за счет расширения зоны обработки пласта, исключение засорения фильтра, а также сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа. Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины включает спуск в обрабатываемый интервал скважины гидроперфоратора с колонной труб одностороннего действия с направлением сопел вверх, струйное воздействие через него углеводородным растворителем, затем раствором кислоты, проведение технологической выдержки на реагирование кислоты, извлечение оборудования из скважины, свабирование и пуск скважины в эксплуатацию. На устье горизонтальной скважины до спуска в скважину нижний конец колонны труб оснащают снизу вверх: центратором-патрубком, гидроперфоратором одностороннего действия с направлением сопел вверх, импульсным пульсатором жидкости, клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, спускают колонну труб до упора центратора-патрубка в забой горизонтальной скважины. Далее в два этапа в импульсном режиме через гидроперфоратор производят струйное воздействие на призабойную зону пласта сначала углеводородным растворителем, а затем соляной кислотой. При реализации двух этапов с одновременной закачкой углеводородного растворителя или соляной кислоты перемещают колонну труб от забоя к устью с постоянной скоростью на длину фильтра горизонтальной скважины. По окончании закачки соляной кислоты размещают гидроперфоратор в конце фильтра со стороны устья скважины, далее на устье скважины в колонну труб устанавливают пробку и продавливают ее по колонне труб технологической жидкостью до посадки пробки на седло клапана и разрушения срезного штифта под действием избыточного давления в колонне труб. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора гидроперфоратора в забой горизонтальной скважины. Затем в три цикла поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости. По окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, 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, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м3 больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. 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, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта. Промывают скважину, оснащенную центральной и затрубной задвижками. Сажают пакер выше пласта и обрабатывают скважину закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме. Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. При этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч. Далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч. Затем в колонну труб 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 в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный 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, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч. После чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и упрощение технологического процесса осуществления способа. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Изобретение относится к области измерения температурного распределения при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов в устройствах для добычи высоковязкой нефти и битумов, при воздействии на призабойную зону скважин пара при высоких температурах до 350°C и давлении до 17 МПа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины

Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине
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
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

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на любой стадии

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим и гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пластов
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх