Патенты автора Сехниашвили Владимир Амиранович (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к компоновкам бурильных и обсадных колонн, применяемых при строительстве скважин с большим отклонением забоя от вертикали. Компоновка колонны труб для скважины с большим отклонением забоя от вертикали включает последовательно соединенные секции труб и направляющую секцию, прикрепленную к нижней части первой секции труб, причем указанная компоновка колонны труб выполнена с возможностью передачи на низ колонны труб установленной нагрузки на крюке буровой установки, при этом вес одного метра труб возрастает от нижней секции к верхней. Общая длина последовательно соединенных секций труб и направляющей секции должна совпадать с общей длиной скважины, при этом длина каждой секции труб определена в последовательности от нижней секции к верхней, причем длины первых двух секций труб, установленных над направляющей секцией, зависят от осевой нагрузки на крюке буровой установки, а длины последующих секций труб от коэффициента трения на участке набора зенитного угла. Обеспечивается повышение надежности выполнения технологических операций за счет применения компоновки труб с возможностью передачи на низ колонны установленной нагрузки на крюке буровой установки. 7 ил., 4 табл, 2 пр.
КОНСТРУКЦИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ // 2771354
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции многозабойной газовой скважины. Техническим результатом является повышение надежности конструкции многозабойной газовой скважины для эффективной добычи. Конструкция многозабойной газовой скважины содержит основной и по меньшей мере один боковой стволы, при этом основной ствол закреплен техническими колоннами, эксплуатационной колонной и хвостовиком. Нижний торец эксплуатационной колонны установлен наклонно непосредственно над кровлей продуктивного пласта, а стыки основного и по меньшей мере одного бокового стволов размещены над подошвой продуктивного пласта. Причем основной и по меньшей мере один боковой стволы после стыков выполнены с поднятием забоев к кровле продуктивного пласта. Хвостовик содержит участок сплошных труб, расположенный в нисходящей части основного ствола от торца эксплуатационной колонны до места стыка с боковым стволом, и далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. Способ включает приготовление изолирующего состава на основе пластовой воды высокой степени минерализации, в которую при нагреве до 80°С дополнительно вводят хлориды кальция или магния до максимального насыщения ими пластовой воды при данной температуре, микрокремнезем конденсированный МК-85 в количестве 6-10% по массе, к объему перенасыщенного рассола, хризотил марки 4-20 в количестве 1,5-2% по массе, к объему перенасыщенного рассола. Осуществляют последовательное закачивание под давлением в водонасыщенный пласт с аномально высоким пластовым давлением буферной жидкости, в качестве которой используют подогретую до 80°С пластовую воду, и изолирующего состава. Выполняют технологическую выстойку для получения закупоривающего осадка в максимальном объеме. После чего производят окончательное задавливание состава в пласт с ограниченным избыточным давлением для доуплотнения продуктов осадкообразования в трещинах пласта и формирования непроницаемого армированного блокирующего экрана в зоне проникновения состава. Техническим результатом является повышение надежности изоляции трещиноватых напорных пластов с аномально высокими давлениями и умеренными температурами, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. 1 табл.
СПОСОБ СООРУЖЕНИЯ БЕРЕГОВОЙ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2602257
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снижение затрат на обслуживание скважины за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения. По способу с берега осуществляют бурение основного ствола до уровня морского дна. В нижней части основного ствола выполняют наклонно направленный участок с отклонением от вертикали до 80°. Далее осуществляют бурение горизонтального участка, который прокладывают под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи в требуемой проектной точке продуктивного пласта. Горизонтальный участок выполняют с окончанием, которое располагают перпендикулярно горизонтальному участку, параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. Перед указанным окончанием в основном стволе скважины выполняют боковой ствол, который направляют в диаметрально противоположном направлении от указанного окончания горизонтального участка основного ствола скважины в том же продуктивном пласте и располагают параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. 2 ил.
СПОСОБ АВАРИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД // 2591866
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки ствола наклонно направленных скважин. Устройство содержит лопастные центраторы, установленные между соединениями бурильных труб на расстоянии 25-50 метров друг от друга. Каждый лопастной центратор состоит из цилиндрического корпуса с концевыми резьбовыми соединениями, лопастей и щеток. Передняя поверхность лопастей выполнена черпаковидной формы. Щетки представляют собой ряд металлических щетин, собранных в пучки и жестко закрепленных на корпусе лопастного центратора, например, путем зачеканивания. Щетки по высоте выступают над лопастями. Щетки установлены за боковой поверхностью каждой лопасти. Повышается качество очистки скважины, предупреждаются осложнения в процессе бурения. 3 ил.
Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат. Техническим результатом изобретения является обеспечение безопасной эксплуатации скважин. По способу на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование. Затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой. В лифтовую колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробкой герметизируют трубное пространство лифтовой колонны. В лифтовую колонну закачивают негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из этой колонны. Извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой. Спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны. Затем закачивают в лифтовую колонну растворитель. После растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину. В безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика. Затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя. После этого на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины. Демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин
СПОСОБ СООРУЖЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ // 2456426
Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, преимущественно с отдалением забоя на десятки километров, в сложных климатических условиях в акватории шельфа
Изобретение относится к области эксплуатации к области эксплуатации нефтяной залежи, конкретно к конструкции многозабойной низкодебитной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности в условиях аномально низкого пластового давления
