Патенты автора Гафиятуллин Халил Хафизович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей. Способ включает спуск на насосных штангах штангового глубинного насоса, состоящего из цилиндра с плунжером, всасывающего и нагнетательного клапанов, и подъем пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки. Установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30°. К нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб. Блок с всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну. С этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту. С противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну. Наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра. Пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель. При движении плунжера насоса вверх имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан. Через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель. В накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести. При движении головки балансира станка-качалки вниз насосные штанги толкают плунжер вниз. Всасывающий клапан закрывается, и открывается нагнетательный клапан. Внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе. Повышается межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. При этом в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-ого участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов и фильтров, определение профиля притока нефти к стволу скважины, кислотную обработку коллектора, отбор продукции скважины. Причем профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне устанавливают в центре ствола один или более последовательно соединенных насоса. На верхней колонне по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, перфорационные отверстия которых расположены вдоль одной линии по длине фильтров, данные отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта. Выше кровли продуктивного пласта в обсадной колонне устанавливают пакер. При остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород и в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами и отбирают продукцию скважины из каждого участка. При этом при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения профиля притока устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м. Насосы размещают последовательно на одной колонне труб. Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способу защиты скважинного оборудования от коррозии

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для эксплуатации двух пластов в скважине

 


Наверх