Патенты автора Леонтьев Дмитрий Сергеевич (RU)
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи. Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи, включает бурение скважины под кондуктор, спуск обсадной колонны; проведение работ по цементированию в заколонном пространстве с последующим ожиданием затвердения цемента; бурение скважины под эксплуатационную колонну со вскрытием продуктивного пласта на всю толщину; спуск эксплуатационной колонны; цементирование и ожидание затвердения цемента, промывку скважины раствором хлорида кальция, разбуривание пакера, закачивание соляной кислоты в подпакерное пространство и разрушение легкоплавких вставок, освоение и вывод на режим. В предлагаемом способе осуществляют бурение скважины под эксплуатационную колонну со вскрытием продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной на всю толщину буровым раствором, спуск эксплуатационной колонны, оснащенной муфтой ступенчатого цементирования и заколонным пакером манжетного цементирования, с перекрытием всей толщины продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной. Заколонный пакер манжетного цементирования устанавливают в интервале кровли продуктивного газонасыщенного пласта с переходной зоной. Далее осуществляют промывку скважины путем замещения бурового раствора в стволе скважины 3%-ным раствором хлорида кальция CaCl2, цементирование эксплуатационной колонны через муфту ступенчатого цементирования, при затвердении цемента компоновкой с фрезой разбуривание заколонного пакера манжетного цементирования на 3%-ном водном растворе хлорида кальция CaCl2, промывку скважины 3%-ным водным раствором хлорида кальция CaCl2, закачивание в подпакерное пространство 20%-ной соляной кислоты HCl с разрушением легкоплавких вставок, спуск бурильной колонны с пакером механического действия и продавливание в поровую структуру продуктивного пласта с переходной зоной состава на основе гидрофобных кремнийорганических жидкостей и этиловых эфиров ортокремниевой кислоты, формирование водоизоляционного экрана в продуктивном пласте с переходной зоной, нижняя часть которого, при контакте этиловых эфиров ортокремниевой кислоты с водой, становится непроницаемой для воды, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу, спуск внутрискважинного оборудования, освоение методом снижения плотности жидкости и вывод на режим добычи газа. 7 ил.
Заявлен способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта. Техническим результатом является создание надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами. Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта включает глушение скважины. Также способ включает извлечение внутрискважинного оборудования; установку пакер-пробки в интервале подошвы продуктивного пласта. Через спущенную колонну насосно-компрессорных труб с пакером закачивают в перфорационные каналы блокирующий состав; после этого поднимают колонну насосно-компрессорных труб с пакером. После чего разбуривают пакер-пробку. На колонне бурильных труб спускают щелевой перфоратор и проводят перфорацию в интервале водоносного горизонта с образованием продольных щелевых каналов. После чего приподнимают бурильные трубы с перфоратором и спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб, пера и пакера. После чего проводят закачку водоизоляционной композиции, которая прокачивается в щелевые каналы. После этого приподнимают компоновку и скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента. Далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра от забоя до кровли водоносного горизонта, цементируют и оставляют на ожидание затвердевания цемента. 5 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта. Для осуществления способа заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта спускают на транспортировочной колонне цементируемую компоновку заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании. Компоновка состоит из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки. Осуществляют активацию подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением. После ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производят спуск и стыковку стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе спускают компоновку, состоящую из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного. Посредством кабеля подают электрический сигнал в посадочный инструмент и активируют пакер-пробку. Подают следующий сигнал и активируют 1-ю секция кумулятивного перфоратора с повторением для каждой секции. Производят подъем и осмотр инструмента. Проводят стадию ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин с последующим повторением по всей длине горизонтального участка скважины. Силами флота колтюбинга производят нормализацию хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины. Отрабатывают скважину, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации. Достигается технический результат – повышение продуктивности скважины. 13 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием. В цементируемый хвостовик диаметром 114,3 мм или 127 мм на спусковом установочном гидравлическом или механическом инструменте транспортировочной колонны спускают подвеску нецементируемого хвостовика - компоновку заканчивания состоящую снизу вверх: из башмака с обратным клапаном, муфты активационной - циркуляционного клапана, гидравлической муфты, обсадной трубы с безмуфтовым резьбовым соединением диаметром 73 мм при диаметре цементируемого хвостовика 114,3 мм или 89 мм при диаметре цементируемого хвостовика 127 мм, жесткого или роликового центратора, заколонного набухающего или гидромеханического пакера, подвески нецементируемого хвостовика, активируемой механическим или гидравлическим способом. Осуществляют активацию подвески нецементируемого хвостовика механическим или гидравлическим способом в эксплуатационной колонне диаметром 178 мм. Далее спускной инструмент на транспортировочной колонне поднимают на поверхность. После активации подвески нецементируемого хвостовика, на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм или 89 мм производят спуск и стыковку стингера с адаптером, входящим в состав подвески нецементируемого хвостовика. На устье устанавливают фрак-арматуру для гидравлического разрыва пласта (ГРП), для получения связи с пластом, с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование активируют гидравлическую муфту, путем создания в НКТ давления 12 МПа (120 атм). После активации гидравлической муфты, через циркуляционные окна в нецементируемом хвостовике устанавливают связь с цементируемым хвостовиком, а через интервалы перфорации связь с пластом. Проведение перфорации перед первой стадией ГРП осуществляют путем спуска через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) до необходимой глубины компоновки. Активация перфоратора происходит гидравлическим способом при спуске на ГНКТ или электрическим способом при спуске на кабеле. Через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. Проведение операций по разделению стадий предстоящих от предыдущих и перфорации перед второй и последующих стадий ГРП осуществляют путем спуска компоновки через колонну НКТ на геофизическом кабеле или на ГНКТ до необходимой глубины. Через образовавшиеся перфорационные отверстия в нецементируемом хвостовике и в цементируемом хвостовике производят стадию ГРП путем закачки через НКТ геля ГРП с пропантом. При этом установленная пакер-пробка разделяет проводимую стадию от предыдущей стадии ГРП. Проведение последующих стадий ГРП производят по аналогии до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины. Технический результат заключается в повышении продуктивности скважины. 44 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания скважин с горизонтальным окончанием. Технический результат заключается в разработке конструкции горизонтальной скважины и технологии по проведению большеобъемного, скоростного и многостадийного ГРП с кластерной перфорацией и разделением стадий. Предложен способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонны одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного с объемом 150-200 т, скоростного со скоростью от 12 до 22 м3/мин и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). При этом в разбуренный на углеводородном растворе горизонтальный участок до плановой глубины спускают эксплуатационную колонну как с возможностью вращения при спуске и цементировании, так и без вращения, состоящую снизу вверх из: прорабатывающего башмака колонны, обратного клапана, посадочной муфты под цементировочную пробку, гидравлической муфты ГРП, обсадной трубы с трубными центраторами, при выборе технологии двухступенчатого цементирования применяют муфту ступенчатого цементирования (МСЦ). Конструкция предыдущих обсадных колонн представлена направлением и кондуктором или направлением, кондуктором и промежуточной колонной. Далее осуществляют одноступенчатое или двухступенчатое сплошное цементирование эксплуатационной колонны, при необходимости в процессе цементирования эксплуатационную колонну вращают с целью получения качественного цементного камня за колонной. После стадии ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют мероприятия по проверке эксплуатационной колонны на герметичность. Для проведения перфорации под технологическую стадию ГРП с целью создания приемистости производят активацию гидравлической муфты ГРП путем создания в эксплуатационной колонне давления до 60 МПа, после активации гидравлической муфты ГРП через циркуляционные окна в горизонтальном участке скважины появляется сообщение с пластом и приемистость. При отсутствии в составе компоновки гидравлической муфты ГРП перфорацию под техническую стадию ГРП производят с помощью флота колтюбинга путем спуска на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) компоновки, состоящей снизу вверх из: кумулятивного перфоратора и локатора муфт, активацию перфоратора осуществляют гидравлическим или электрическим способом. После активации муфты ГРП или после проведения перфорации и подъема компоновки на ГНКТ через эксплуатационную колонну и перфорационные отверстия производят технологическую стадию ГРП с целью увеличения приемистости для проведения дальнейших работ. Далее для проведения перфорации под первую большеобъемную с объемом 150-200 т, скоростную со скоростью от 12 до 22 м3/мин стадию ГРП с кластерной перфорацией, в эксплуатационную колонну на кабеле или на ГНКТ до необходимой глубины спускают компоновку, состоящую снизу вверх из: первой секции кумулятивного перфоратора, переводника селективной перфорации, второй секции кумулятивного перфоратора, локатора муфт и кабельного наконечника при спуске компоновки на кабеле. Активацию перфораторов осуществляют гидравлическим или электрическим способом. Затем производят подъем и осмотр компоновки на предмет срабатывания перфораторов. Далее через перфорационные отверстия, входящие в состав одного кластера, производят большеобъемную с объемом 150-200 т, скоростную со скоростью от 12 до 22 м3/мин стадию ГРП. Для проведения мероприятий по разделению предыдущих стадий ГРП и кластерной перфорации перед второй и последующими стадиями в эксплуатационную колонну на кабеле или на ГНКТ до необходимой глубины спускают компоновку, состоящую снизу вверх из: проходной-разбуриваемой или проходной-растворимой пакер-пробки, посадочного инструмента, компенсатора, первой секции кумулятивного перфоратора, переводника селективной перфорации, второй секции кумулятивного перфоратора, локатора муфт и кабельного наконечника при спуске компоновки на кабеле. Активацию пакер-пробки и перфораторов осуществляют гидравлическим или электрическим способами. Затем производят подъем и осмотр компоновки на предмет установки пакер-пробки и срабатывания перфораторов, обеспечивая тем самым разделение в горизонтальном участке эксплуатационной колонны предыдущую стадию ГРП и кластерную перфорацию, состоящую из двух интервалов перфорационных отверстий. Далее через перфорационные отверстия, входящие в состав одного кластера, производят большеобъемную с объемом 150-200 т, скоростную со скоростью от 12 до 22 м3/мин стадию ГРП. Для проведения последующих стадий ГРП и кластерной перфорации, операции по спуску компоновки с пакер-пробкой и кумулятивными перфораторами повторяют до нужного количества стадий, в зависимости от длины горизонтального участка. После проведения всех стадий ГРП, при помощи флота колтюбинга производят нормализацию хвостовика путем фрезерования разделяющих пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины при использовании растворимых пакер-пробок, затем осуществляют разрядку скважины или в эксплуатационную колонну на НКТ спускают оборудование для эксплуатации. 19 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах. Техническим результатом является обеспечение надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами. Предложенный способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах включает следующие этапы: глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку пачки высоковязкого раствора от забоя до верхних перфорационных отверстий; после подъема НКТ дополнительно спускают и устанавливают в интервале верхних перфорационных отверстий пакер-пробку; после этого на бурильных трубах в скважину спускают щелевой перфоратор и проводят резку обсадной колонны и цементного камня в интервале водоносного горизонта с созданием щелевых каналов; после подъема перфоратора спускают колонну НКТ с пакером и осуществляют закачку тампонажного состава в щелевые каналы с продавкой его в водоносный горизонт; после проведения ремонтно-изоляционных работ и подъема НКТ с пакером скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ); после этого спускают бурильные трубы с фрезой и проводят разбуривание пакера-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность; далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ. 7 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к реализации поинтервального гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленных нефтедобывающих скважинах, вскрывших и эксплуатирующих два продуктивных пласта. Технический результат заключается в разработке компоновки гидроразрыва пласта (ГРП), позволяющей проводить два больше объемных гидроразрыва пласта подряд в наклонно-направленной скважине без пересадки пакеров, тем самым позволяя оптимизировать цикл мероприятий при проведении гидроразрыва. Способ включает глушение скважины, извлечение имеющегося внутрискважинного оборудования, спуск в скважину компоновки, состоящей из (снизу-вверх) воронки, нижнего пакера механического принципа действия, муфты ГРП, верхнего пакера гидравлического принципа действия, механического локатора муфт, аварийного переводника, соединительного элемента. Осуществляется активация пакера механического принципа действия, после осуществляется закачивание жидкости разрыва с пропантом под давлением, в результате чего в нижнем продуктивном пласте создаются технологические трещины ГРП. Через колонну НКТ до муфты ГРП осуществляется сброс шара, в колонну НКТ подается гидравлическое давление жидкости разрыва, активируется верхний пакер, после чего происходит срез срезных винтов муфты ГРП, в результате чего открываются циркуляционные каналы муфты, через компоновку под давлением прокачивается жидкость-разрыва с проппантом, в результате чего в верхнем продуктивном пласте создаются технологические трещины ГРП. После извлечения компоновки ГРП скважина промывается. 9 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, для реализации гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной скважине, вскрывшей и эксплуатирующей один продуктивный пласт. Технический результат заключается в обеспечении проведения большеобъемного гидроразрыв пласта в наклонно-направленной скважине, позволяя оптимизировать временной цикл мероприятий при проведении ГРП. Предложен способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт, включающий следующие этапы: осуществляют глушение скважины; из скважины извлекают внутрискважинное оборудование; в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, состоящую из (снизу-вверх): заглушки, нижнего пакера механического действия, порта ГРП, верхнего пакера гидравлического действия, механического локатора муфт, аварийного переводника гидравлического действия, соединительного элемента с колонной НКТ; осуществляют активацию пакера механического действия, после этого осуществляют активацию пакера гидравлического действия; через компоновку осуществляют закачивание жидкости-разрыва с проппантом под давлением, в результате чего жидкость проходит через порт и в продуктивном пласте создаются технологические трещины ГРП, заполняемые проппантом; после проведения ГРП, распада геля и срыва пакера гидравлического действия, производят закачивание раствора с вязкими пачками по затрубному пространству на циркуляцию с целью вымыва остатков проппанта из межпакерного пространства для последующего освоения скважины. 7 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием.Технический результат заключается в разработке компоновки ГРП, позволяющей проводить интервальный гидравлический разрыв пласта с применением системы створчатых обратных клапанов. Способ проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием включает спуск компоновки ГРП с адаптером на колонне насосно-компрессорных труб в законченную и обсаженную скважину с горизонтальным участком. В конструкцию компоновки входят пакер гидравлического действия, якорь верхний и нижний, внутри компоновки имеются два створчатых обратных клапана. Стволовая часть адаптера проходит через пакер и имеет на конце посадочное седло. После спуска компоновки в заданный интервал осуществляется сброс и прокачивание шара до посадочного седла, прикрепленного к стволовой части адаптера срезными штифтами. Далее в колонне НКТ создается избыточное давление, за счет чего осуществляется срезание штифтов в пакере гидравлического действия, происходит перемещение якорей, что, в свою очередь, деформирует манжету пакера. Деформация манжеты способствует герметичному разобщению интервалов до и после компоновки. После этого осуществляется стравливание давления в колонне НКТ и производится натяжка не более 2 тс. Происходит срезание штифтов в посадочном седле стволовой части адаптера. Производится разгрузка на пакер не менее 5 тонн и стволовая часть адаптера перемещается вниз. Шар и посадочное седло выпадают из стволовой части адаптера. Далее осуществляется закачивание жидкости-разрыва в колонну НКТ, жидкость заполняет часть обсадной колонны ниже пакера и за счет избыточного давления образуются технологические трещины в продуктивном пласте. Далее осуществляется подъем колонны НКТ, стволовая часть адаптера выходит из пакера, что способствует закрытию створчатых обратных клапанов. Таким образом, осуществляется интервальное проведение гидравлического разрыва пласта с последующим перекрытием интервала и удерживания давления под пакером. Далее производятся работы по гидравлическому разрыву пласта в необходимом количестве с оставлением пакеров в стволе скважины. После проведения необходимого количества интервалов ГРП в горизонтальный участок на гибкой трубе спускают фрез, осуществляют разбуривание оставшейся после ГРП компоновки с вымывом металлической и резиновой стружки на поверхность. В конце проведения работ скважину осваивают, спускают внутрискважинное оборудование и выводят ее на режим. 7 ил.
Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод в газодобывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах, обводненных по причине формирования конуса подошвенных вод. Способ включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками; через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт; после осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изоляции притока пластовых вод в горизонтальных участках нефтедобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ, изоляции притока пластовых вод в обсаженном горизонтальном участке ствола скважины. Способ включает извлечение из скважины внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта. При этом осуществляют спуск на гибкой трубе, оборудованной коннектором, сдвоенным обратным клапаном створчатого типа, аварийного разъединителя, центраторов, двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок, сброс шара в гибкие трубы, проведение закачивания водоизоляционного состава в гибкую трубу, сброс шара до аварийного разъединителя, создание гидравлического давления, отсоединение гибкой трубы от оборудования и подъем ее на поверхность, оставление скважины на ожидание затвердевания цемента, спуск на гибкой трубе оборудования с фрезой, разбуривание перфорированного патрубка, надувных пакеров и остатков водоизоляционной композиции с вымывом на дневную поверхность, спуск внутрискважинного оборудования; освоение скважины и вывод на режим. 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности воздействия на нефтенасыщенный интервал пласта в горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины. Способ включает глушение скважины солевым раствором, извлечение внутрискважинного оборудования, установку на фонтанной арматуре срезного-глухого превентора, райзера, блока противовыбросового оборудования, уплотнительного устройства, а также инжектора с направляющей аркой, подачу в горизонтальный участок скважины на гибкой трубе оборудования, включающего соединитель с гибкой трубой, комплект обратных клапанов, аварийный разъединитель, циркуляционный клапан и устройство плазменно-импульсного воздействия, осуществление замыкания калиброванной металлической проволоки устройства плазменно-импульсного воздействия по команде оператора по кабелю, проведение взрыва в горизонтальном участке скважины, осуществление подъема внутрискважинной компоновки с устройством плазменно-импульсного воздействия, освоение скважины и вывод на режим. Технический результат заключается в увеличении производительности добывающих скважин и повышении нефтеотдачи пластов. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью. Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью включает проектирование сетки эксплуатационных скважин с наклонно-направленными стволами по залежи, содержащей высоковязкую нефть, разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами по утвержденной технологической схеме, проведение комплекса работ по спуску эксплуатационных колон в скважины и их цементирование, проведение перфорационных работ, причем в нагнетательных скважинах перфорацию необходимо проводить в интервалах с термальными водами, а также в пласте с высоковязкой нефтью; в добывающих скважинах - только в пласте с высоковязкой нефтью, проведение гидравлического разрыва пласта в интервале пласта с высоковязкой нефтью как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах с закачкой расклинивающего материала в создаваемые технологические трещины; спуск в нагнетательные скважины оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН, посадочным ниппелем для установки пробок-заглушек, пакером механического действия, циркуляционным клапаном, пакером упорным с гидравлическим якорем, посадочным ниппелем для скважинного штуцера, комплектом скважинных камер с клапанами для закачки воды, пакером упорным, обратным клапаном, разъединителем колонны НКТ и температурным компенсатором. В добывающие скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, указателем повреждения кабелей с глубинными датчиками для замера давления и температуры на приеме и выкиде ЭЦН, сбивным клапаном ЭЦН и пакером механического действия, после этого производят запуск нагнетательных скважин в одновременную добычу термальных вод и закачку их в пласт с высоковязкой нефтью, а добывающие скважины запускают в добычу нефти. 8 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ. Способ включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают обсадную колонну, проводят работы по цементированию и креплению ствола скважины. Ожидают затвердение цемента. Спускают перфоратор до уровня ВНК, проводят перфорацию. Спускают компоновку на насосно-компрессорных трубах (НКТ), состоящую из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки производят сброс шара в НКТ. Закачивают тампонажный состав в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии. Тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава производят отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускают бурильную колонну с фрезой. Разбуривают компоновку. Вымывают металлическую стружку и остатки тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставят цементный мост. В скважину спускают перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта. Скважину перфорируют и выводят на режим. 5 ил.
Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь // 2661935
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод. Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта. Осуществляют вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают эксплуатационную колонну с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 м выше уровня ВНК. Осуществляют распакеровку заколонного пакера. Спускают колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК. После разбухания уплотнительного элемента пакера закачивают водоизоляционную композицию через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана. Отсоединяют верхнюю часть бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия. После затвердения цемента спускают бурильные трубы с долотом. Разбуривают оставшуюся в скважине нижнюю часть бурильных труб с пакером набухающего действия. Вымывают стружку на поверхность. Поднимают колонну бурильных труб с долотом. Спускают колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачивают цементный раствор для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК. Поднимают НКТ, ожидают затвердения цемента (ОЗЦ). Осваивают скважину через перфорированый хвостовик обсадной колонны и выводят скважину на режим. Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, - увеличение продолжительности эксплуатации скважины за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пластовых вод. 3 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки. Компоновка состоит из коннектора, двух обратных клапанов створчатого типа, аварийного разъединителя, перфорированного патрубка с набухающими пакерами длиной по 1 м. К концу перфорированного патрубка с помощью муфтовых соединений прикреплена полнопроходная трубка с внутренним седлом. Изначально уплотнительные элементы набухающих пакеров оставляют на время разбухания. Затем производят сброс шара из композитного материала, диаметр которого равен диаметру седла полнопроходной трубки. После шара прокачивают водоизоляционную композицию с продавкой буферной жидкостью. Сброшенный шар попадает в седло полнопроходной трубки, тем самым перекрывая ее внутреннее пространство. После этого прокачивают водоизоляционную композицию в перфорационные отверстия перфорированного патрубка в обводнявшийся интервал пласта. Затем производят сброс шара в гибкие трубы до аварийного разъединителя и подают гидравлическое давление. Гибкую трубу отсоединяют от перфорированного патрубка и поднимают ее на дневную поверхность. Затем скважину оставляют на ОЗЦ. После этого в скважину спускают компоновку с фрезой и проводят работы по разбуриванию перфорированного патрубка, набухающих пакеров и остатков водоизоляционной композиции с вымывом их на дневную поверхность. В конце спускают внутрискважинное оборудование, скважину осваивают и выводят на режим. Предлагаемое изобретение позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ, продлить безводный период эксплуатации скважины. 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта. После этого спускают и устанавливают до кровли обводнившегося пласта компоновку НКТ с «пером» и пакером. Затем проводят гидроиспытание НКТ с пакером, определяют приемистость обводненного пласта. Под давлением в заданный интервал закачивают водоизоляционную композицию на основе этилсиликат (ЭТС) + гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ) + глинопорошок, следом для докрепления закачивают состав на основе микродура с модификатором и пластификатором. После этого устанавливают микроцементный стакан до кровли обводнившегося пласта и оставляют скважину на ОЗЦ. Затем разбуривают микроцементный стакан и пакер-пробку, спускают компоновку с перфоратором и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Предлагаемый способ позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана, а также увеличить период безводной эксплуатации скважины. 3 ил.
СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ // 2655490
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Способ отсечения конуса подошвенной воды в нефтяных скважинах включает остановку скважину, извлечение внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны основного ствола, установку пакер-пробки на 1 м ниже нижних перфорационных отверстий. После этого спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и закачивают изоляционный состав селективного действия, далее тампонажный состав на микроцементной основе и последним тампонажный состав на цементной основе. Затем устанавливают цементный стакан до кровли продуктивного пласта, поднимают колонну НКТ с пакером и ожидают затвердевания цемента. Разбуривают цементный стакан с пакер-пробкой, спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта и производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. Предлагаемый способ позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного состава, а также продлить безводный период эксплуатации скважины. 4 ил., 3 табл.
СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЯЗЫКООБРАЗОВАНИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ МАЛОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ // 2651829
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу предупреждения притока подошвенных вод в горизонтальном участке нефтедобывающей скважины малой протяженности. Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности (до 100 м) содержит следующие последовательные стадии. Сначала углубляют основной (вертикальный) ствол скважины до глубины на 1-2 м ниже уровня водонефтяного контакта. Затем спускают в пробуренный интервал обсадную колонну, диаметр которой меньше основного вертикального участка скважины. После этого цементируют обсадную колонну и ожидают затвердевания цемента. Затем спускают компоновку для радиального бурения (радиальной перфорации) и бурят радиальный канал длиной не более 100 м. Далее закачивают под давлением в этот канал водоизоляционный состав на основе микроцемента с образованием водоизоляционного экрана. Вслед за этим докрепляют закачанный состав цементным раствором с оставлением цементного стакана, устанавливаемого в добуриваемом (вертикальном) стволе скважины. Дальше скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента. Освоение и запуск скважины в эксплуатацию проводят через имеющиеся перфорационные отверстия в горизонтальном участке. В качестве водоизоляционного состава используют состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 и при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2, суперпластификатор F-10 0,9-1,3, вода - остальное. Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период эксплуатации скважины. 6 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах. Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах включает остановку скважины, в которой уровень водонефтяного контакта перекрыл нижние отверстия интервала перфорации. Извлекают внутрискважинное оборудование из эксплуатационной колонны основного ствола. Устанавливают пакер-пробку на 1 м ниже водонефтяного контакта. Закачивают тампонажный состав, к примеру, на основе тампонажного портландцемента - ПЦТ-100 в нижний интервал перфорационных отверстий с последующим образованием водоизоляционного экрана. Спускают компоновку с фрезой в скважину. Разбуривают пакер-пробку. Поднимают компоновку с фрезой из скважины и спускают на колонне бурильных труб направляющую компоновку со сквозным каналом и выходным отверстием в комплекте с якорно-пакерующим устройством. Извлекают колонну бурильных труб с оставлением в эксплуатационной колонне направляющей компоновки. В направляющую компоновку спускают на гибкой трубе (ГТ) гидромониторную насадку до выходного отверстия сквозного отверстия направляющей компоновки. Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие. После прорезания в стенке эксплуатационной колонны отверстия ПЖС заменяют на раствор на углеводородной основе (РУО). Струями РУО под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают водоизоляционный экран и горную породу продуктивного пласта с образованием удлиненного радиального ответвления. После образования первого радиального ответвления из скважины извлекают ГТ с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой. Проводят поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 45 градусов и проводят аналогичные операции по проводке следующего радиального ответвления. Далее аналогичные операции по проводке последующих радиальных ответвлений проводят после поворота направляющей компоновки на следующие 45 градусов. После проведения операции по бурению радиальных каналов в одной плоскости продуктивного пласта проводят бурение радиальных каналов ниже этой плоскости, но в толщине имеющегося водоизоляционного экрана. После проводки всех запланированных радиальных ответвлений через них осуществляют закачивание водоизоляционной композиции (ВИК) с созданием водоизоляционного экрана по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения ВНК, и оставлением цементного стакана в полости скважины не выше водоизоляционного экрана. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах, образование протяженного и мощного по толщине водоизоляционного экрана. 7 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.
ПОЛИМЕРТОРФОЩЕЛОЧНОЙ БУРОВОЙ РАСТВОР // 2616634
Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Полимерторфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в процессе бурения содержит, %: торф 5-8; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; утяжелитель Барит 10-40; смазывающую добавку - сапропель 1-10; понизитель водоотдачи и флоккулянт - полимер DK DRILL 0,3-1,4; воду - остальное. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Осуществляют спуск компоновки оборудования с «пером» на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ - до головы песчаной пробки. Промывают песчаную пробку. Извлекают колонну НКТ с «пером». Спускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают пакер-пробку на глубину на 1-2 м ниже нефтенасыщенного интервала пласта. Отсоединяют от колонны НКТ пакер-пробку. Извлекают из скважины колонну НКТ. Спускают перфорированную НКТ малого диаметра с размещенным в верхней ее части верхним пакером до упора на пакер-пробку. Распакеровывают верхний пакер. Спускают во внутреннюю полость колонны перфорированных НКТ гибкую трубу. Закачивают через гибкую трубу проппант с полимерной композицией в перфорированную НКТ с продавкой его в заколонное пространство между обсадной колонной и перфорированной НКТ. Выдерживают скважину во времени и обеспечивают сшивку проппанта. Затем осваивают скважину и выводят ее на режим эксплуатации. 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для вскрытия пластов-коллекторов, содержащих нефть, газ или конденсат. Технический результат - повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в процессе бурения содержит, %: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, понизитель водоотдачи и флокулянт карбоксиметилцеллюлозу 0,8-1,5; пеногаситель МАС-200М; утяжелитель ИККАРБ-75/150 5-30; смазывающую добавку ИКЛУБ 1-10; воду остальное. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к извлечению прихваченной колонны гибких труб из аварийной скважины, находящейся под давлением. Способ включает захват прихваченной колонны спайдерными плашками блока превенторов, ее герметизацию и срез срезными плашками, извлечение отрезанной части из скважины, пропуск через инжектор гибкой трубы меньшего диаметра с обратным клапаном и переводником до уровня выше срезных плашек блока превенторов, раскрепление наземного оборудования колтюбинговой установки выше превентора от устья ремонтируемой скважины, отсоединение и подвешивание его с помощью грузоподъемного механизма, вытягивание гибкой трубы из инжектора, монтаж на устье шлюзовой камеры, спуск в нее срезной сборки из трубореза, забойного двигателя и гидравлического якоря, присоединение срезной сборки к переводнику гибкой трубы и спуск ее со срезной сборкой в скважину, закрепление с помощью якоря . Далее осуществляют резку прихваченной колонны при циркуляции промывочной жидкости, подъем гибкой трубы со срезной сборкой до превентора, раскрепление наземного оборудования колтюбинговой установки выше превентора с трубными плашками от устья скважины, отсоединение и подвешивание его, извлечение из шлюзовой камеры срезной сборки, удаление отрезанной части ранее прихваченной колонны гибких труб из скважины. Затем осуществляют спуск в шлюзовую камеру ловильной сборки из ловителя, гидравлического домкрата, забойного двигателя и гидравлического якоря, монтаж на шлюзовой камере отсоединенной части наземного оборудования колтюбинговой установки, спуск гибкой трубы меньшего диаметра с ловильной сборкой в скважину до глубины на 1-2 м выше головы отрезанной части прихваченной колонны гибких труб, ввод ловильной сборки во внутреннюю полость прихваченной колонны, вращение ловителя для захвата и крепления его с прихваченной колонной труб с помощью забойного двигателя, закрепление ловильной сборки во внутренней полости эксплуатационной колонны с помощью гидравлического якоря большего диаметра, вытягивание прихваченной колонны гибких труб с помощью домкрата и извлечение из скважины. Повышается эффективность извлечения колонны гибких труб. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризуется тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины. 6 ил.
НАСОСНАЯ УСТАНОВКА // 2578746
Изобретение относится к оборудованию для подъема пластовой жидкости из скважин. Установка содержит цилиндрический линейный асинхронный электродвигатель (ЛАД), статор 1 которого охватывает плунжер-ротор 2. Плунжер-ротор 2 выполнен в виде ферромагнитной трубы для прохода жидкости с медным покрытием со стороны статора. По длине трубы 2 расположены клапаны 3. Труба установлена подвижно в корпусе насосной установки, состоящей из двух частей 4 и 5, выполненных в виде цилиндров. Торцы цилиндров со стороны статора 1 закрыты крышками 6 и 7 с отверстиями для прохождения плунжера-ротора 2 и уплотнениями. Статор 1 ЛАД установлен между частями 4 и 5 корпуса. На плунжере-роторе 2 соосно установлены упругие накопители механической энергии (УЭ) 8 и 9. Движение плунжера-ротора 2 относительно частей 4 и 5 корпуса ограничивается УЭ 8 и 9, установленными между крышками 6 и 7 и фланцами 10 и 11. Фланцы 10 и 11 установлены жестко на плунжере-роторе 2. Станция управления снабжена датчиком скорости плунжера-ротора и коммутатором фазы трехфазной системы питания статора. Повышается надежность привода насосной установки. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК). Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК), включает бурение из основного ствола радиальных ответвлений по радиусу необходимой длины, закачивание под давлением в эти ответвления тампонажного состава на основе Микродура с образованием водоизоляционного экрана, докрепление закаченного тампонажного состава цементным мостом, устанавливаемым в основном стволе ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание цементного моста осуществляют после затвердевания тампонажного раствора из Микродура, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и после его затвердевания проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны основного ствола выше цементного моста, при этом в качестве материала для цементного моста используют тампонажный цемент, армированный полипропиленовым волокном. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах содержит, % мас.: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; воду остальное. 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.
Изобретение относится к 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, в частности к глушению газовых и газоконденсатных эксплуатационных скважин при проведении в них капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями, в осложненных условиях
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования
НАСОСНАЯ УСТАНОВКА // 2370671
Изобретение относится к оборудованию для подъема пластовой жидкости из скважин
