Патенты автора Салимов Олег Вячеславович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями. Способ включает перфорацию пласта с использованием зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта – ГРП - закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости - сшитого геля с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации пласта, стравливание давления из скважины. Перфорацию пласта выполняют под кровлей в верхней 1/4 части высоты пласта и над подошвой в нижней 1/4 части высоты пласта с использованием зарядов глубокого проникновения, а в средней 1/2 части высоты пласта перфорацию выполняют с использованием зарядов большего диаметра, после чего выполняют отбор пластовой жидкости через интервалы перфорации пласта в объеме 5 м3. Далее спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли пласта, осуществляют посадку пакера в скважине. Затем закачкой гидроразрывной жидкости - сшитого геля на водной основе в объеме 6 м3 - инициируют развитие трещины с последующим ее развитием в длину и креплением путем последовательной закачки трех порций проппанта различной фракции. Причем первая порция содержит проппант мелкой фракции 20/40 меш массой 30% от общей массы проппанта, вторая порция - проппант средней фракции 16/20 меш массой 50% от общей массы проппанта, третья порция - проппант крупной фракции 12/18 меш массой 20% от общей массы проппанта, при этом закачку фракций проппанта каждой порции производят со ступенчатым изменением расхода, первую порцию закачивают с расходом 2,5 м3/мин, вторую порцию - с расходом 3,0 м3/мин, третью порцию - с расходом 3,5 м3/мин. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в наклонных и горизонтальных скважинах и реализуется перед проведением гидроразрыва пласта с целью снижения начального давления закачки проппанта и предотвращения аварийных «стопов» (резких скачков давления продавки проппанта). Устройство для локального разрыва пласта содержит корпус, внутри которого расположен каркас для ориентации кумулятивных зарядов, корпус имеет предохранительные каналы, расположенные напротив кумулятивных зарядов, а также узел инициирования зарядов, расположенный в верхней части корпуса со сгорающим кабелем. В каркасе около каждого кумулятивного заряда установлен газогенерирующий заряд, причем газогенерирующий заряд расположен под углом с наклоном 15° относительно оси кумулятивного заряда. Каркас выполнен с возможностью вращения относительно герметичного корпуса, а на каркасе между каждой парой кумулятивного и газогенерирующего зарядов жестко зафиксирован эксцентричный груз, ориентирующий заряды в требуемом направлении относительно ствола наклонной или горизонтальной скважины. Узел инициирования кумулятивных и газогенерирующих зарядов срабатывает последовательно, при этом сначала приводят в действие с помощью сгорающего кабеля кумулятивные заряды, а затем - газогенерирующие заряды. Изобретение позволяет производить направленную перфорацию в стволе наклонной или горизонтальной скважины, создать сеть микротрещин из перфорационных каналов, использовать устройство перед проведением ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в наклонных и горизонтальных скважинах и реализуется перед проведением гидроразрыва пласта с целью снижения начального давления закачки проппанта и предотвращения аварийных «стопов» (резких скачков давления продавки проппанта). Устройство для локального разрыва пласта содержит корпус, внутри которого расположен каркас для ориентации кумулятивных зарядов, корпус имеет предохранительные каналы, расположенные напротив кумулятивных зарядов, а также узел инициирования зарядов, расположенный в верхней части корпуса со сгорающим кабелем. В каркасе около каждого кумулятивного заряда установлен газогенерирующий заряд, причем газогенерирующий заряд расположен под углом с наклоном 15° относительно оси кумулятивного заряда. Каркас выполнен с возможностью вращения относительно герметичного корпуса, а на каркасе между каждой парой кумулятивного и газогенерирующего зарядов жестко зафиксирован эксцентричный груз, ориентирующий заряды в требуемом направлении относительно ствола наклонной или горизонтальной скважины. Узел инициирования кумулятивных и газогенерирующих зарядов срабатывает последовательно, при этом сначала приводят в действие с помощью сгорающего кабеля кумулятивные заряды, а затем - газогенерирующие заряды. Изобретение позволяет производить направленную перфорацию в стволе наклонной или горизонтальной скважины, создать сеть микротрещин из перфорационных каналов, использовать устройство перед проведением ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. При этом предварительно определяют проницаемость и толщину пласта. В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта. Приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла. Причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. По завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой. Технический результат заключается в сохранении проводимости трещины после проведения ГРП при повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины. Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Перфорацию в интервале продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, производят гидропескоструйным перфоратором с образованием перфорационных отверстий диаметром 20 мм. После осуществляют проппантный пенокислотный гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва с последующим ее развитием и креплением в пять стадий чередующимися порциями пенокислоты в равных объемах и пенокислоты с добавлением проппантной смеси массой по 2 т в каждой стадии, состоящей из проппанта крупной фракции 12/18 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш в процентном соотношении 60/40, причем на каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м3 с шагом 100 кг/м3, причем концентрация кислоты в пене составляет не менее 16%. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, причем в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, перепускным клапаном, пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, затем в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос и фиксируют его в замковой опоре. После чего скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть. После снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне труб с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины закачкой гидроразрывной жидкости с проппантом, стравливание давления из скважины, перед проведением ГРП в призабойную зону пласта закачивают воду плотностью 1000-1050 кг/м3 с расходом 1,0 м3/мин, затем закачкой гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель, по колонне труб в интервале пласта инициируют образование трещины разрыва, в два этапа производят развитие и крепление трещины разрыва, где на первом этапе в созданную трещину закачивают проппант фракции 30/60 меш, покрытый водонабухающей резино-полимерной композицией, концентрацией 600 кг/м3 в количестве 50-60% от общей массы проппанта с добавлением наполнителя стекловолокна в количестве 1,0% от веса проппанта, на втором этапе производят циклическую закачку проппанта крупной фракции 20/40 меш в количестве 20-25% от общей массы проппанта и мелкой фракции 40/70 меш, покрытого водонабухающей резино-полимерной композицией в количестве 20-25% от общей массы проппанта, циклическую закачку осуществляют равными порциями: 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 20/40 меш в 1 м3 сшитого геля, 1 м3 сшитого геля, проппант фракции 40/70 меш в 1 м3 сшитого геля с увеличением концентрации проппанта в каждом цикле, начиная с концентрации 200 до 900 кг/м3, внутри каждого цикла между различными фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 100 кг/м3, а между циклами с одинаковыми фракциями проппанта производят ступенчатое увеличение концентрации на 200 кг/м3, последний цикл закачки продавливают в трещину разрыва закачкой линейного геля в полуторакратном объеме колонны труб. Технический результат - исключение обводнения добывающей скважины через трещину, повышение проводимости трещины и надежность реализации способа, повышение устойчивости крепления трещины на ее поверхности. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП с образованием трещины разрыва с последующей циклической закачкой гелированной жидкости с проппантом, продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости с проппантом, предварительно перед проведением процесса ГРП производят тест-закачку, определяют давление смыкания горных пород, далее циклически проводят процесс ГРП, где каждый цикл состоит из пяти последовательных стадий: закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз, закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом, продавки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом в трещину разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва вязкостью 40 сПз; остановки закачки на время спада давления продавки ниже давления смыкания горных пород, излива отработанных гелированных жидкостей из трещины разрыва в емкость через штуцеры диаметрами 2, 4, 8 мм, причем с первого до предпоследнего цикла закачки на 3-й стадии производят перепродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину, а в последнем цикле на 3-й стадии производят недопродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину разрыва с оставлением проппанта в стволе скважины. Технический результат - упрощение технологии, повышение эффективности ГРП, увеличение охвата пласта трещинами разрыва с увеличением их проводимости. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин. Технический результат – повышение эффективности установки цементных мостов. Способ включает закачку по колонне гибких труб (ГТ) в заданный интервал буферной жидкости, тампонажного раствора в необходимом для установки цементного моста объеме с продавкой его в скважину последовательно закачиваемыми буферной жидкостью и продавочным раствором, вымывание излишков тампонажного раствора, проведение ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) после извлечения из нее насосного оборудования доспускают или приподнимают так, чтобы расстояние от низа колонны НКТ до верхней границы цементного моста составляло 200 м. Герметизируют интервалы перфорации блокирующим составом. Производят спуск колонны ГТ с помощью колтюбинговой установки в колонну НКТ со скоростью 0,25 м/с до нижней границы цементного моста с постоянной промывкой. На устье добывающей скважины герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. На устье скважины готовят тампонажный раствор плотностью 1430 кг/м3 в необходимом объеме для установки цементного моста от нижней до верхней границ цементного моста. Тампонажный раствор состоит из 84,45% цемента ПЦТ-II-50, 15% пеностекла, 0,5% понизителя водоотдачи, 0,05% пеногасителя. По колонне ГТ в скважину последовательно закачивают 0,1 м3 буферной жидкости, тампонажный раствор в приготовленном объеме, 0,1 м3 буферной жидкости и продавочную жидкость в объеме, необходимом для выдавливания тампонажного раствора из колонны ГТ. Одновременно поднимают колонну ГТ до верхней границы цементного моста. Выдерживают в течение 5 мин. Приподнимают колонну ГТ на 5 м выше верхней границы цементного моста. Прямой промывкой в полуторакратном объеме скважины выше цементного моста вымывают излишки тампонажного раствора из скважины. Извлекают колонну ГТ из скважины со скоростью 0,28 м/с. 2 ил.

Изобретение относится к области ремонта скважин, в частности к способу для разбуривания скважинного оборудования. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения поинтервального кислотного гидроразрыва пласта. Устройство для проведения поинтервального гидроразрыва пласта содержит колонну насосно-компрессорных труб с полым цилиндрическим корпусом, снизу соединенным через хвостовик с пакером. Радиально и жестко в полый цилиндрический корпус установлена полая втулка. Внутри полой втулки с возможностью ограниченного радиального перемещения наружу расположен поршень-пробойник, выполненный под конус, сужающийся наружу, с дросселирующим Г-образным каналом по центру. Причем поршень-пробойник оснащен наружной радиальной канавкой, сообщающейся с дросселирующим Г-образным каналом. Поршень-пробойник подпружинен пружиной внутрь от стакана, жестко зафиксированного в торце полой втулки. При этом в полой втулке выполнен радиальный канал. Причем в исходном положении радиальный и дросселирующий Г-образный каналы герметично отсечены друг от друга, а в рабочем положении вертикальный и дросселирующий Г-образный каналы гидравлически сообщаются между собой посредством радиальной канавки, связывая полость полого цилиндрического корпуса с породой продуктивного коллектора. Причем в верхней части полого цилиндрического корпуса установлен динамический якорь, а под пакером установлен глубинный манометр. Технический результат заключается в повышении эффективности работы устройства при выполнении гидроразрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения поинтервального кислотного гидроразрыва пласта. Устройство для проведения поинтервального гидроразрыва пласта содержит колонну насосно-компрессорных труб с полым цилиндрическим корпусом, снизу соединенным через хвостовик с пакером. Радиально и жестко в полый цилиндрический корпус установлена полая втулка. Внутри полой втулки с возможностью ограниченного радиального перемещения наружу расположен поршень-пробойник, выполненный под конус, сужающийся наружу, с дросселирующим Г-образным каналом по центру. Причем поршень-пробойник оснащен наружной радиальной канавкой, сообщающейся с дросселирующим Г-образным каналом. Поршень-пробойник подпружинен пружиной внутрь от стакана, жестко зафиксированного в торце полой втулки. При этом в полой втулке выполнен радиальный канал. Причем в исходном положении радиальный и дросселирующий Г-образный каналы герметично отсечены друг от друга, а в рабочем положении вертикальный и дросселирующий Г-образный каналы гидравлически сообщаются между собой посредством радиальной канавки, связывая полость полого цилиндрического корпуса с породой продуктивного коллектора. Причем в верхней части полого цилиндрического корпуса установлен динамический якорь, а под пакером установлен глубинный манометр. Технический результат заключается в повышении эффективности работы устройства при выполнении гидроразрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к области ремонта скважин, в частности к способу для разбуривания скважинного оборудования. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Вертикальной скважиной вскрывают залежь высоковязкой нефти, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком. При этом в скважине перфорируют обсадную колонну напротив верхней части продуктивного пласта и в кровле непроницаемого пропластка. После чего производят ГРП закачкой 20%-ной соляной кислоты с расходом 1,5 м3/мин из расчета 2 м3 на 1 м пласта с образованием трещины разрыва. Затем в трещину разрыва закачивают соленую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме закачанной кислоты с расходом 0,8 м3/мин. Далее производят крепление трещины разрыва закачкой сшитого геля со смесью проппантов с расходом 2,0 м3/мин в следующем соотношении, %: проппант фракции 16/20 меш - 60%; цилиндрический проппант фракции 12/16 меш - 20%; RCP-проппант фракции 16/30 меш - 20%. После проведения ГРП перфорируют нижнюю часть продуктивного пласта. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии. В скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, нижним перепускным клапаном, нижним пакером, верхним перепускным клапаном и верхним пакером. Размещают колонну труб в скважине так, чтобы верхний пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, а нижний пакер находился напротив кровли нижней части продуктивного пласта. Далее в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос, который фиксируют в замковой опоре, затем в скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут. После чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку. Затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Технический результат заключается в: увеличении охвата залежи; повышении эффективности паротеплового воздействия на пласт; исключении перегрева верхней части продуктивного пласта; сокращении тепловых потерь по стволу скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для направленного вскрытия продуктивного пласта в горизонтальной скважине с обсадной колонной и проведения гидравлического разрыва пласта. Секционный гидропескоструйный перфоратор содержит полый корпус, состоит из муфты, отдельных секций с радиальными отверстиями и установленными в них струйными насадками, центраторов, отдельные секции соединены между собой проставками. В секциях радиальные отверстия выполнены под заданным углом относительно оси корпуса. В секциях отверстия выполнены со смещением вверх от оси корпуса. Диаметр отверстий в секциях меньше, чем диаметр отверстий в муфте и в проставках, снабженных снаружи жесткими центраторами. Муфта, секции и проставки разделены между собой подшипниками и стянуты валом с навернутыми на него с двух сторон гайками. Вал установлен эксцентрично относительно оси корпуса и жестко соединен с отдельными секциями, а гайки контактируют с муфтой и последней заглушенной подшипниками секцией. Муфта, отдельные секции и проставки герметично разделены между собой уплотнительными элементами, а отдельные секции имеют возможность совместного вращения с валом относительно неподвижных муфты и проставок. Струйные насадки запрессованы в отдельные секции, выполнены из твердосплавного материала под конус, оснащены наружной и внутренней коническими поверхностями, сужающимися наружу от отдельной секции полого корпуса. Радиальный вылет запрессованной в отдельную секцию струйной насадки меньше радиального вылета центраторов муфты и проставки, а диаметр струйной насадки соответствует шести диаметрам зерен фракции проппанта. Изобретение позволяет выполнить гидропескоструйную перфорацию в обсадной колонне скважины в направлении минимального напряжения пласта независимо от положения устройства в стволе скважины, повысить эффективность и надежность работы, исключить закупоривание отверстия струйной насадки проппантом. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Бурят вертикальную нагнетательную скважину со вскрытием непроницаемого пропластка, перфорируют обсадную колонну в верхней и нижней частях продуктивного пласта и в непроницаемом пропластке, в вертикальной нагнетательной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка, осуществляют крепление трещины. Затем определяют направление развития трещины по азимуту и высоту трещины разрыва. Затем дополнительно бурят как минимум одну вертикальную нагнетательную скважину на расстоянии 150 м от первой вертикальной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению развития трещины разрыва. Бурение горизонтальной добывающей скважины осуществляют на расстоянии 5 м ниже забоев вертикальных нагнетательных скважин и перпендикулярно направлению трещин разрыва ГРП, осуществляют закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. При снижении дебита на 50% от первоначального значения осуществляют поинтервальные ГРП из горизонтальной добывающей скважины в интервалах между вертикальными нагнетательными скважинами с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием трещин, трещины разрыва крепят с применением утяжеленного проппанта. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб (ГТ) снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности способа за счет исключения дополнительных энергетических затрат на закачку воды в нагнетательные скважины. По способу осуществляют бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения. Выполняют многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в горизонтальном стволе добывающей скважины. В продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину. С забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения, бурят первый горизонтальный ствол. Производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию. Производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта. В продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш. В продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш. Производят временное отсечение горизонтального ствола на входе. С забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения и противоположном направлению первого горизонтального ствола. Производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию. В горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт. Для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш. Второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш. Отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП. В вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта включает бурение нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной ей навстречу в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым коллектором, крепление обсадными колоннами добывающей и нагнетательных скважин, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, отбор разогретой продукции через добывающую горизонтальную скважину. Нагнетательную горизонтальную скважину бурят в верхней части продуктивного пласта в направлении главного минимального напряжения σmin, перфорируют обсадную колонну нагнетательной горизонтальной скважины на забое, производят прогрев интервала перфорации и выполняют из него гидроразрыв с созданием первой трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор сверху вниз. Для создания первой трещины закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие первой трещины вниз, крепят первую трещину закачкой жидкости-носителя с проппантом, создают гидродинамическую связь между верхней и нижней частями продуктивного пласта, затем геофизическими методами определяют длину первой трещины. После чего на расстоянии 3-5 м ниже первой трещины параллельно нагнетательной горизонтальной скважине в нижней части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину, перфорируют обсадную колонну добывающей горизонтальной скважины на забое, выполняют прогрев интервала перфорации и производят из него гидроразрыв с созданием второй трещины, вскрывающей непроницаемый коллектор снизу вверх. Для создания второй трещины закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом в концентрации, обеспечивающей развитие второй трещины вверх, производят крепление второй трещины закачкой жидкости-носителя с проппантом и создают гидродинамическую связь между нижней и верхней частями продуктивного пласта, оснащают скважины эксплуатационным оборудованием. Производят закачку теплоносителя по нагнетательной горизонтальной скважине через первую трещину в залежь, а отбор высоковязкой нефти или битума из залежи производят через вторую трещину по добывающей горизонтальной скважине. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП. Перед проведением ГРП в скважину в интервал пласта, подлежащего гидроразрыву, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта, извлекают колонну труб с геофизическим прибором из скважины, производят ГРП с образованием и креплением трещины разрыва проппантом. Причем в процессе крепления трещины проппант закачивают двумя порциями, первой порцией закачивают проппант в 4/5 части от его общей массы, а второй порцией закачивают маркированный проппант, содержащий 0,4 мас.% гадолиния (Gd64157,25) в 1/5 части от общей массы проппанта. При этом фракции проппанта одинаковы в обеих порциях. По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины и промывают забой скважины от излишков маркированного проппанта, извлекают колонну труб с пакером из скважины, в скважину в интервал пласта с трещиной, закрепленной в призабойной зоне маркированным проппантом, на колонне труб спускают геофизический прибор, вращением колонны труб с геофизическим прибором на угол 360° производят импульсно-нейтронный каротаж путем замера нейтронно-поглощающей способности породы пласта и трещины разрыва и определяют пространственную ориентацию трещины гидроразрыва. Технический результат заключается в упрощении технологии определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва; повышении надежности и эффективности определения направления пространственной ориентации трещины; сокращении продолжительности процесса реализации способа. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины. Нижний конец колонны труб оснащают опрессовочным седлом. Перед проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) колонну труб опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое давление разрыва пласта в 1,5 раза. После проведения ГРП и дренирования из пласта жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в колонну труб производят спуск колонны ГТ с пером на конце и промывают проппант из скважины в два этапа. На первом этапе спускают колонну ГТ до опрессовочного седла колонны труб, затем технологической жидкостью с вязкостью от 1,0 до 2,0 МПа⋅с вымывают проппант из колонны труб, после чего доспускают колонну ГТ до забоя скважины и вымывают проппант из призабойной зоны скважины загущенной технологической жидкостью с вязкостью от 6 до 8 МПа⋅с, после чего приподнимают колонну ГТ на глубину 100 м, выдерживают паузу на технологический отстой частиц, повторным спуском колонны ГТ с пером определяют забой скважины. Повышается надежность и качество промывки, упрощается реализация способа. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины. В продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами. Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта. Для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом. Для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта. А для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш. Затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину. В залежи бурят одну разведочную вертикальную скважину с вскрытием непроницаемого пропластка и забоем на 3 м ниже непроницаемого пропластка. В разведочной вертикальной скважине производят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Затем геофизическими методами определяют направление развития по азимуту и высоту трещины разрыва. Далее перпендикулярно направлению развития трещины разрыва на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину без пересечения разведочной вертикальной скважины так, чтобы разведочная вертикальная скважина находилась посередине нагнетательной горизонтальной скважины, после чего из нагнетательной горизонтальной скважины в направлении от забоя к устью производят поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта. После проведения поинтервального ГРП геофизическими методами определяют полудлины трещин разрыва, выполненных из нагнетательной горизонтальной скважины. Далее ниже забоя разведочной вертикальной скважины и на расстоянии 3 м от трещины, имеющей максимальную полудлину, параллельно нагнетательной горизонтальной скважине бурят одну добывающую горизонтальную скважину, производят закачку теплоносителя через нагнетательную горизонтальную скважину, а отбор высоковязкой нефти или битума осуществляют через добывающую горизонтальную скважину. После снижения дебита добывающей горизонтальной скважины на 50% разведочную вертикальную скважину переводят в нагнетательную и производят в нее закачку теплоносителя. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа, обеспечении равномерной и полной выработки запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличении охвата залежи тепловым воздействием теплоносителя, снижении эксплуатационных затрат на реализацию способа. 3 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа. В способе разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта. Затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью. Производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют. 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки оборудования в эксплуатационную колонну горизонтального ствола скважины. Способ включает размещение оптико-волоконного кабеля в непрерывном трубопроводе, оснащенном на нижнем конце насадкой неразъемным в скважинных условиях соединением, спуск в эксплуатационную колонну горизонтального ствола скважины непрерывного трубопровода и колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, эксплуатацию в скважине колонны НКТ с насосом и оптико-волоконного кабеля независимо друг от друга. Неразъемная насадка выполнена в виде ступенчатой уплотнительной пробки, состоящей из самоуплотняющихся манжет, не пропускающих сверху вниз. Ступенчатую уплотнительную пробку размещают в эксплуатационной колонне скважины и под действием гидравлического давления с расходом 4,5 л/с проталкивают до начала поглощения технологической жидкости перфорационными отверстиями эксплуатационной колонны, увеличивают расход технологической жидкости до 19,6 л/с и перемещают ступенчатую уплотнительную пробку с непрерывным трубопроводом до заданного интервала. При отсутствии перемещения ступенчатой уплотнительной пробки производят совместную закачку технологической жидкости с уплотняющими шариками. При этом в процессе перемещения уплотнительной пробки с непрерывным трубопроводом уплотнительные шарики герметизируют перфорационные отверстия эксплуатационной колонны до достижения заданного интервала доставки оптико-волоконного кабеля. После чего в эксплуатационную колонну скважины спускают насос на колонне НКТ, оснащенной снизу перфорированным хвостовиком, до заданного интервала. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности реализации способа, а также в сокращении продолжительности работ. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва. Объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3. Причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции трещины от попутной и подошвенной воды; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; повышении качества крепления призабойной зоны пласта; снижении дополнительных затрат. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте, после чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 со сверхлегким проппантом плотностью 1050 кг/м3 фракции 40/80 меш массой 3 т с концентрацией 200 кг/м3, затем производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракции 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины при наличии выше продуктивного пласта глинистого прослоя и газоносного горизонта; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; сокращении продолжительности и трудоемкости технологического процесса реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи. В центре нефтяной залежи с ее вскрытием забуривают вертикальный ствол, затем из вертикального ствола в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят первый горизонтальный ствол, на забое первого горизонтального ствола производят гидроразрыв с образованием трещины, причем для образования трещины гидроразрыва закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. После образования трещины разрыва из нефтяной залежи в газовую залежь через непроницаемый пропласток крепят трещину проппантом, затем изолируют интервал гидроразрыва в первом горизонтальном стволе со стороны вертикального ствола, после чего выполняют перфорацию первого горизонтального ствола, затем на входе в первый горизонтальный ствол устанавливают временную изоляцию, затем из вертикального ствола под углом 180° по отношению к первому горизонтальному стволу и в направлении, параллельном минимальному главному напряжению σmin пород, слагающих нефтяную залежь, бурят второй горизонтальный ствол и проводят аналогичные технологические операции, что и в первом горизонтальном стволе, после чего удаляют временную изоляцию, установленную на входе в первый горизонтальный ствол, спускают в вертикальный ствол скважинный насос и запускают его в работу, при снижении давления в нефтяной залежи в два раза на расстоянии 50 м от забоя первого и второго горизонтальных стволов бурят по одной вертикальной скважине, вскрывают нефтяную залежь и закачкой воды создают искусственный фронт вытеснения нефти вдоль первого и второго горизонтальных стволов и отбирают остатки нефти из нефтяной залежи. Технический результат заключается в повышении эффективности реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности призабойной зоны, повышение надежности способа обработки, исключение разрушающего действия кислоты на уплотняющие элементы пакеров. В способе поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины определяют диаметры открытого горизонтального ствола скважины на границах каждого выявленного интервала с пониженной проницаемостью, собирают трубную компоновку, состоящую из заглушки, первого гидравлического пакера, первого патрубка с перфорированными отверстиями, импульсного пульсатора жидкости, разрушаемого клапана, второго патрубка с перфорированными отверстиями и внутренней кольцевой выборкой, второго гидравлического пакера, причем перфорированные отверстия второго патрубка перекрыты изнутри полой втулкой, зафиксированной срезным элементом. Затем спускают трубную компоновку на нижнем конце колонны труб в первый от забоя интервал с пониженной проницаемостью так, чтобы гидравлические пакеры трубной компоновки с обеих сторон открытого горизонтального ствола скважины перекрывали первый интервал с пониженной проницаемостью, закачивают по колонне труб технологическую жидкость и последовательно производят сначала одновременную посадку двух гидравлических пакеров, а затем срезают разрушаемый клапан, производят импульсную закачку соляной кислоты 15%-ной концентрации через перфорированные отверстия первого патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью. Затем на устье скважины в колонну труб устанавливают продавочную пробку и производят ее продавку под действием давления технологической жидкости в колонне труб, при этом продавочная пробка перемещается по колонне труб, садится на полую втулку, разрушает срезной элемент и перемещает полую втулку до упора во внутреннюю кольцевую выборку, при этом полая втулка фиксируется во втором перфорированном патрубке, производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой удаляют продукты реакции свабированием по колонне труб. После в форсированном режиме производят закачку обратной нефтекислотной эмульсии по колонне труб через перфорированные отверстия второго патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью, после чего производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой производят натяжение колонны труб вверх и распакеровывают оба гидравлических пакера трубной компоновки, производят прямую промывку и удаляют продукты реакции из первого интервала с пониженной проницаемостью, после чего извлекают колонну труб с трубной компоновкой из скважины. Для поинтервальной обработки оставшихся интервалов с пониженной проницаемостью каждый раз повторяют вышеописанные технологические операции, начиная с монтажа трубной компоновки и извлечением колонны труб с трубной компоновкой из скважины. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 сначала со сверхлегким проппантом фракции 40/80 меш с концентрацией 200 кг/м3, а затем с кварцевым мелкозернистым песком с размером зерен 0,1-0,25 мм концентрацией 600 кг/м3. После чего производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракцией 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 800 кг/м3, последней порцией закачивают RCP-проппант с концентрацией 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; повышении качества крепления трещины в призабойной зоне пласта и исключении выноса проппанта в скважину при последующем освоении. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, затем в скважину спускают колонну НКТ с пакером и производят посадку пакера в скважине, перед проведением ГРП последовательно определяют объемы гидроразрывной жидкости для образования трещины, эластомера, добавляемого в гидроразрывную жидкость, проппанта для крепления трещины, далее производят ГРП, при этом в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, объем гелированной нефти делят на две равные порции, причем первой порцией закачивают первую половину объема гелированной нефти и проводят ГРП с образованием трещины, а второй порцией закачивают вторую половину объема гелированной нефти с добавлением гранулированного водонабухающего эластомера для создания водоизолирующего экрана по всей поверхности трещины из гранулированного водонабухающего эластомера, затем производят крепление трещины закачкой жидкости-носителя сшитого геля с проппантом сначала мелкой фракции 20/40 меш в количестве 55-60% от общей массы проппанта, а затем крупной фракции 16/20 меш в количестве 40-45% от общей массы проппанта со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная с 200 кг/м3 до 1200 кг/м3. Технический результат заключается в исключении обводнения добывающей скважины через трещину; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; снижении затрат благодаря отказу от привлечения геофизической партии; сокращении длительности технологического процесса ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к устройству для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности работы устройства. Устройство для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой, полый ствол с радиальными каналами, соединяющий проходной корпус основного пакера и цилиндрическую втулку дополнительного пакера, разнесенные по длине, превышающей интервал обработки пласта, а длина полого ствола перекрывает обрабатываемый интервал пласта в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжеты основного и дополнительного пакеров выполнены в виде основного и дополнительного надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. В цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью дополнительного надувного резинового элемента дополнительного пакера с помощью кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в цилиндрической втулке дополнительного пакера, причем полая втулка снабжена снаружи кольцевой проточкой и подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. В полую втулку напротив ее радиального отверстия установлена пробка, зафиксированная разрушаемым элементом в исходном положении, а за пробкой в цилиндрической втулке дополнительного пакера закреплено срезное кольцо, имеющее возможность взаимодействия с пробкой после открытия радиального отверстия полой втулки. На полую втулку телескопически установлен полый корпус, оснащенный внутренней кольцевой выборкой, в котором размещено разрезное стопорное кольцо. Полый корпус зафиксирован в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении после разрушения срезного элемента полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера путем сжатия пружины, фиксации разрезного стопорного кольца, находящегося во внутренней кольцевой выборке полого корпуса в наружной кольцевой проточке полой втулки, и герметичного отсечения радиального отверстия полой втулки цилиндрической втулкой дополнительного пакера, разрушения пробкой срезного кольца, закрепленного в полой втулке, и перемещения полой втулки до упора во внутренний уступ проходного корпуса основного пакера с перетоком жидкости через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, проведение гидромеханической перфорации во всех интервалах продуктивного пласта, извлечение колонны труб с гидромеханическим перфоратором из скважины, спуск колонны труб с пакером и проведение поинтервального ГРП в направлении от забоя к устью в каждом проперфорированном интервале обсадной колонны с последовательным отсечением каждого интервала. После бурения горизонтального ствола скважины проводят геофизические исследования и определяют толщину и длину нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, по горизонтальному стволу скважины строят карту нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта с указанием их толщин и длин, затем в нефтенасыщенных интервалах продуктивного пласта производят гидромеханическую перфорацию обсадной колонны, при этом по периметру обсадной колонны в направлении от забоя к устью выполняют пары перфорационных отверстий, расположенных под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, причем при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта до 10 м выполняют ГРП с применением кислотного геля без крепления трещины, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта от 10 до 20 м выполняют ГРП с применением геля на углеводородной основе с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 20/40 меш концентрацией 800 кг/м3, а при толщине нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта свыше 20 м выполняют ГРП с применением водного геля с поперечной связью с креплением трещины разрыва закачкой несущей жидкости с проппантом фракции 12/18 меш концентрацией 1200 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности ГРП; упрощении технологического процесса реализации ГРП; повышении надежности проведения ГРП; увеличении охвата продуктивного пласта трещинами разрыва. 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, крепление трещины разрыва закачкой жидкости-носителя с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, проведение ГРП, стравливание давления и извлечение колонны труб из скважины. Спуск колонны труб с пакером в скважину производят так, чтобы нижний конец колонны труб находился выше кровли пласта на 1,5 м, определяют общий объем гелированной жидкости по следующей формуле: Vг=k⋅Hп, где Vг - общий объем гелированной жидкости, м3; k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11; Hп - высота интервала перфорации пласта, м, производят закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, оставшийся объем гелированной жидкости используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом крепление трещины выполняют в два этапа, причем на первом этапе осуществляют закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, в количестве 30% от общего количества проппанта, а на втором этапе - закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 20/40 в количестве 70% от общего количества проппанта с наполнителем стекловолокном в количестве 1,5% от веса проппанта, закачанного на втором этапе, производят разгерметизацию пакера и извлекают колонну труб с пакером из скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом. Колонну труб на конце снабжают гидропескоструйной насадкой, оснащенной аксиально попарно расположенными соплами с обратным клапаном снизу, причем диаметр каждого из сопел равен шести диаметрам зерен проппанта, дополнительно выполняют гидропескоструйную перфорацию в интервале продуктивного пласта, после чего производят ГРП закачкой жидкости разрыва по 2,0 м3, начиная с расхода 0,6 м3 со ступенчатым увеличением на 0,2 м3, строят график зависимости расхода жидкости разрыва от создаваемого давления закачки на каждой ступени закачки и определяют давление разрыва породы продуктивного пласта, затем производят крепление трещины закачкой проппанта с жидкостью-носителем, после проведения ГРП центральную задвижку закрывают на ожидание спада давления, при этом в зависимости от величины давления разрыва подбирают проходной диаметр штуцера из условия достижения устьевого давления, равного 0,8 от давления разрыва пласта, обвязывают желобную емкость с центральной задвижкой стравливающей линией, состоящей в направлении от скважины к желобной емкости из труб, манометра, крана и штуцера, после монтажа стравливающей линии периодически открывают центральную задвижку, манометром измеряют давление в стравливающей линии до крана и закрывают центральную задвижку, при достижении устьевого давления, равного 0,8 от давления разрыва, открывают кран и стравливают давление через штуцер до атмосферного давления. Технический результат заключается в сокращении длительности и трудоемкости процесса ГРП; гарантированном получении трещины в заданном направлении; повышении эффективности очистки трещины от закачанной в нее в процессе ГРП жидкости; повышении надежности реализации способа. 4 ил., 2 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины, крепление трещины закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой. При этом дополнительно спускают перфоратор на колонне труб в добывающую скважину до подошвы пласта, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины снизу вверх со смещением на угол при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну труб с перфоратором извлекают из скважины. Затем в скважину спускают колонну труб с пакером, производят посадку пакера в скважине, закачкой гелированной жидкости производят ГРП с образованием трещины. Далее в трещину закачивают оторочку сшитого геля на углеводородной основе в объеме 0,2 от объема закачанной гелированной жидкости. Крепление трещины производят в два этапа. При этом объем оставшейся гелированной жидкости делят на две равные части, а крепление трещины разрыва производят проппантом фракций 20/40 и 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, равными долями по массе на каждом из этапов. При этом на первом этапе трещину крепят закачкой первой части гелированной жидкости с проппантом фракций 20/40, покрытым резино-полимерной композицией, а на втором этапе трещину крепят закачкой второй части гелированной жидкости с проппантом фракций 12/18, покрытым резино-полимерной композицией. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной. Давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП. Каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер. Проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции. По окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины, далее производят посадку пакера для проведения следующего цикла. Повышается эффективность очистки, снижаются потери приемистости низкопроницаемых пластов, расширяются функциональные возможности способа независимо от наличия близкорасположенной добывающей скважины. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Способ включает бурение наклонно направленного ствола скважины через нефтенасыщенные пропластки, спуск обсадной колонны в скважину и цементирование кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, перфорацию обсадной колонны в стволе скважины в интервале нефтенасыщенных пропластков, проведение многократного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в стволе скважины в направлении от забоя к устью закачкой по колонне труб жидкости разрыва и формированием в нефтенасыщенных пропластках трещин из ствола скважины с последующим их креплением проппантом. При этом на устье скважины колонну труб снизу оснащают гидропескоструйным перфоратором с самоцентрирующимися насадками в направлении главного максимального напряжения горной породы, а выше - якорем-центратором, спускают колонну труб в наклонно направленный обсаженный ствол до ближайшего к забою нефтенасыщенного пропластка. Выполняют гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенного пропластка в направлении главного максимального напряжения горной породы, не изменяя положения колонны труб, через гидропескоструйный перфоратор производят ГРП с образованием трещины разрыва с последующим креплением ее проппантом. Если при креплении трещины проппантом давление в межтрубье устанавливается свыше 80% величины давления смыкания обрабатываемого интервала пласта, то в межтрубье насосным агрегатом осуществляют подкачку жидкости с расходом 0,2-0,4 м3/мин. При давлении в межтрубье менее 80% давления смыкания подкачку жидкости в межтрубье не осуществляют. Многократные ГРП повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных пропластков, вскрытых наклонно направленным стволом скважины. По окончании многократного ГРП извлекают колонну труб с гидропескоструйным перфоратором и якорем-центратором из скважины. После чего вымывают проппант из наклонно направленного ствола скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности выработки отдельных слабо работающих нефтенасыщенных пропластков; повышении надежности реализации способа; упрощении и сокращении продолжительности проведения ГРП. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом. Подают электрический ток по кабелю и растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу. Осуществляют одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса. При этом на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос. При этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ. Размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве. За 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу. При этом температура работы нагревателя не выше 40°С. По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания призабойной зоны. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной обработки пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта. Устройство включает пакер, разобщитель, содержащий ствол с радиальными каналами, золотник, размещенный в стволе напротив радиальных каналов ствола и закрепленный срезным элементом, опорное кольцо, установленное внутри ствола, седло золотника под запорный элемент, сбрасываемый в устройство при его работе. Золотник подпружинен вниз от опорного кольца ствола. При этом опорное кольцо оснащено внутренней кольцевой выборкой, а запорный элемент выполнен в виде штока, оснащенного наружным цилиндрическим выступом, на котором жестко размещен центратор-уплотнитель. Снизу шток оснащен наружной кольцевой проточкой, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо. При этом шток имеет возможность жесткой фиксации относительно ствола в опорном кольце при взаимодействии наружного цилиндрического выступа штока с седлом золотника с последующим ограниченным осевым перемещением штока и золотника вниз, сжимая пружину до размещения разрезного пружинного кольца штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола. Причем сверху шток оснащен головкой под захват штока ловильным инструментом, спускаемым в скважину на кабеле для расфиксации штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола и извлечения штока из устройства. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи двумя технологическими скважинами и добывающей скважиной с горизонтальными стволами, установку в горизонтальные стволы технологических скважин электродов, соединение электродов с электрической подстанцией на устье скважины, спуск в горизонтальный ствол добывающей скважины электроцентробежного насоса, прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах технологических скважин электродов, отбор разогретых нефти и битума из залежи электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. Первоначально бурят как минимум одну добывающую и одну нагревательную скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно и друг под другом на расстоянии 15 м. Затем в верхнем горизонтальном стволе нагревательной скважины производят гидравлический разрыв пласта с образованием продольной трещины с последующим ее креплением токопроводящим материалом. Затем перпендикулярно начальному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят первую технологическую скважину с горизонтальным стволом, а перпендикулярно конечному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят вторую технологическую скважину с горизонтальным стволом, причем горизонтальные стволы технологических скважин размещают в пределах трещин гидравлического разрыва пласта. Затем между технологическими скважинами параллельно их вертикальным стволам и перпендикулярно горизонтальным стволам пары нагревательной и добывающей скважин бурят две дополнительные добывающие скважины. Горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин размещают параллельно и между верхним и нижним горизонтальными стволами нагревательной и добывающей скважин. В качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. Оснащают нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин электроцентробежными насосами. Осуществляют прогрев залежи с помощью верхнего горизонтального ствола нагревательной скважины, а отбор разогретых нефти и битума осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин. Предлагаемый способ разработки позволяет повысить эффективность прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием, упростить технологический процесс реализации способа, увеличить охват залежи прогреванием, повысить объемы отбора разогретых нефти и битума, надежность реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с винтовым насосом с приводом от колонны насосных штанг насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента - деэмульгатора дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса. Запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин. Подачу реагента производят по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току. При росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ. В межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке. Повышается эффективность обработки скважины, надежность, увеличивается отбор нефти, исключаются ремонтные работы. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта и проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб. При этом на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта. Производят обратную промывку в полуторократном объеме скважины. Затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины. После чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва. После образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м3. При этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины. По окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины. Технический результат заключается в повышении качества вторичного вскрытия продуктивного пласта и расширении технологических возможностей реализации способа. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии. Способ включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал пласта с высоковязкой нефтью с последующим разогревом и добычей разогретой продукции насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ. При вязкости высоковязкой нефти свыше 200 мПа·с и содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% в скважину по капиллярному трубопроводу дозировочным насосом подают химическую смесь, состоящую из растворителя в объеме 1% от объема добываемой продукции из скважины и деэмульгатора в объеме 0,15 кг/м3 от объема высоковязкой нефти в добываемой продукции из скважины. Электронагреватель размещают напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, а насос - над электронагревателем. Причем в качестве насоса применяют винтовой насос с трубным якорем. Включают станцию, питающую электронагреватель, и производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью электронагревателем в течение 3 ч. После чего запускают в работу привод винтового насоса с одновременной подачей дозировочным насосом по капиллярному трубопроводу химической смеси на выход винтового насоса. Причем при увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса до 35 А подачу химической смеси на выход винтового насоса увеличивают до 15 л/ч, а при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса до 12 А подачу химической смеси на выход винтового насоса уменьшают до 5 л/ч. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на призабойную зону пласта и повышение надежности работы устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь. Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в интервал пласта с высоковязкой нефтью, разогрев и добычу разогретой продукции вставным глубинным штанговым насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти до 200 мПа·с для отбора высоковязкой нефти применяют скважинный штанговый насос, а при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ. В процессе спуска электронагреватель размещают напротив подошвы пласта, а насос - над электронагревателем, пакер устанавливают на расстоянии 3 м выше приема штангового насоса. Включают станцию, питающую электронагреватель. Производят прогревание призабойной зоны пласта в течение 24 ч, после чего запускают в работу привод штангового насоса с одновременным дозированием на прием штангового насоса химического реагента по капиллярному трубопроводу. Причем в процессе отбора разогретой продукции при увеличении нагрузки на привод штангового насоса выше допустимого значения привод штангового насоса отключают, а подачу химического реагента по капиллярному трубопроводу прекращают и производят обратную промывку пространства между внутренней стенкой колонны НКТ и колонной штанг до очистки. Устройство для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает скважинный электронагреватель с токопроводом, установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, пакер, герметично разделяющий межколонное пространство скважины, вставной глубинный штанговый насос, радиальные отверстия, выполненные в колонне НКТ. Устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом, соединенным с капиллярным трубопроводом, спущенным в скважину и закрепленным клямсами на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом, при этом выше электронагревателя размещен вставной глубинный штанговый насос, а пакер размещен выше штангового насоса, причем выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а между радиальными отверстиями и насосом выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода, при этом в составе колонны НКТ выше пакера установлен обратный клапан, пропускающий жидкость из затрубного пространства в колонну НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх