Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением

Авторы патента:

Красовский Александр Викторович (RU)

Немков Алексей Владимирович (RU)

Паникаровский Евгений Валентинович (RU)

Кустышев Денис Александрович (RU)

Антонов Максим Дмитриевич (RU)

Кустышев Александр Васильевич (RU)

E21B43/00 - Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин (применяемые только для добычи воды E03B, добыча нефти из нефтеносных отложений, растворимых или плавких веществ с применением горной техники E21C 41/00; насосы F04)

Владельцы патента RU 2539060:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении. Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер. Затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения. Извлекают из скважины лифтовую колонну. Устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель. Вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно. Бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта. Спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром. Цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель. Спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением. Устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна. Затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга. После чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения. Затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик растворитель. Разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой. Далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта. Подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны. Извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию. Техническим результатом является восстановление самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП. 7 ил.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится, переходя в бездействующий фонд [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]

Для удаления жидкости с забоев самозадавливающихся газовых скважин и вывода их из бездействующего фонда применяются различные методы, например:

- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;

- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;

- уменьшение диаметра лифтовой колонны;

- применение плунжерного лифта.

На многопластовых месторождениях, имеющих над эксплуатируемым нижним низконапорным продуктивным пластом с АНПД верхний высоконапорный продуктивный пласт с более высоким давлением, для добычи низконапорного газа из нижнего низконапорного продуктивного пласта и удаления скопившейся на забое жидкости можно использовать энергию высоконапорного верхнего продуктивного пласта, подавая высоконапорный газ в нижний низконапорный продуктивный пласт.

Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном, подачу газа через затрубное пространство скважины и газлифтный клапан в лифтовую колонну, подъем жидкости из скважины по лифтовой колонне [Патент РФ №2239696, опубл. 2004].

Недостатком этого способа является неизбежная кольматация призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) в процессе глушения и спуска в скважину лифтовой колонны с газлифтным клапаном.

Известен способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины, включающий спуск в лифтовую колонну колонны труб меньшего диаметра [Патент РФ №345266, опубл. 1972].

Недостатком этого способа является неизбежная кольматация ПЗП в процессе глушения и спуска в скважину колонны труб меньшего диаметра.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся газовой скважины и выводе ее из бездействующего фонда при минимальных затратах.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что восстановление самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, осуществляют способом, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер, затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения, извлекают из скважины лифтовую колонну, устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель, вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно, бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта, спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром, цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель, спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением, устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна, затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга, после чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения, затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке, закачивают через хвостовик растворитель, разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой, далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны, извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию.

На фиг.1 представлена схема реализации заявляемого способа при установке «жидкого» пакера; на фиг.2 - то же, при бурении бокового ствола; на фиг.3 - то же, при установке в эксплуатационной колонне подвесного устройства; на фиг.4 - то же, при спуске лифтовой колонны; на фиг.5 - то же, при спуске хвостовика лифтовой колонны; на фиг.6 - то же, при установке хвостовика в рабочем положении; на фиг.7 - то же, после завершения работ по восстановлению скважины.

Способ реализуется следующим образом.

Восстановление самозадавливающейся газовой скважины с АНПД, расположенной на многопластовом месторождении и имеющей следующую конструкцию (фиг.1): кондуктор 1, перекрывающий зону многолетнемерзлых пород (ММП) 2, эксплуатационную колонну (ЭК) 3, перекрывающую верхний высоконапорный 4 и нижний низконапорный 5 продуктивные пласты и подвешенную в колонной головке (не показано), лифтовую колонну (ЛК) 6, подвешенную в трубной головке (не показано), на которой размещена елка фонтанной арматуры (не показано), осуществляют следующим способом.

Во внутреннюю полость ЛК 6 закачивают изолирующую композицию 7, которая после затвердевания ниже башмака ЛК 6 превращается в «жидкий» пакер 8.

После (фиг.2) затвердевания «жидкого» пакера 8 заполняют внутреннюю полость ЭК 3 над «жидким» пакером 8 жидкостью глушения 9. После этого с трубной головки фонтанной арматуры демонтируют фонтанную елку, монтируют противовыбросовое оборудование (не показано) и из скважины извлекают ЛК 6.

Затем во внутренней полости ЭК 3 устанавливают клин-отклонитель 10, в ЭК 3 по известной технологии вырезают боковое окно 11 и осуществляют бурение через него бокового ствола (БС) 12 в верхний высоконапорный продуктивный пласт 4. В пробуренный БС 12 спускают обсадную колонну 13 с установленным на ее концевом участке фильтром 14, например, типа ФБ, и цементируют ее выше фильтра 14 до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4. Причем в обсадную колонну 13 БС 12 колонну насосно-компрессорных труб не спускают, поэтому профиль ствола представляет собой нисходящий участок ствола до подошвы верхнего высоконапорного продуктивного пласта и последующий восходящий участок ствола, при этом точка перегиба располагается на расстоянии, равном 2/3 длины ствола, проходящего в пласте. Такой профиль ствола обеспечивает добычу газа со всех интервалов, как из начального, так и из концевого, при этом выделяющаяся из газового потока концевого участка ствола жидкость скапливается на участке перегиба и выносится из скважины, так как скорость потока в этой точке достаточная для ее выноса, но недостаточная для выноса жидкости из концевого интервала. После завершения цементирования обсадной колонны 13 из скважины извлекают клин-отклонитель 10.

В скважину (фиг.3) на технологической колонне из бурильных труб (не показано) спускают подвесное устройство 15 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением 16, осуществляют установку подвесного устройства 15 во внутренней полости ЭК 3 ниже бокового окна 11, извлекают из скважины технологическую колонну.

В скважину (фиг.4), во внутреннюю полость ЭК 3, спускают ЛК 6 с выполненным в ней боковым окном 17, взаимодействующую с защелочным соединением 16 подвесного устройства 15 посредством защелочного соединения 18, выполненного на наружной поверхности ЛК 6 таким образом, что боковое окно 17 лифтовой колонны и боковое окно 11 эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга.

ЛК 6 (фиг.5) спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта 5 и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры, установленной на колонной головке. На трубной головке фонтанной арматуры, после демонтажа противовыбросового оборудования, монтируют фонтанную елку. Осваивают скважину, вызывая приток высоконапорного газа из БС 12 через отверстия фильтра 14 и удаляя при этом из ЭК 3 жидкость глушения 9. На устье скважины монтируют колтюбинговую установку (не показано).

Во внутреннюю полость ЛК 6 спускают па гибкой трубе (ГТ) 19 до «жидкого» пакера 8 хвостовик 20 с центрирующей воронкой 21 на его башмаке и пакерующим подвесным устройством 22 на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик 20 растворитель 23, например раствор соляной кислоты, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер 8, остатки пакера 8 падают на забой 24.

Доспускают хвостовик 20 (фиг.6) до нижних отверстий интервала перфорации 25 нижнего низконапорного продуктивного пласта 5, подвешивают хвостовик 20 с помощью пакерующего подвесного устройства 22 в ЛК 6 выше бокового окна 17 лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ 19 и демонтируют ненужное для дальнейших работ оборудование.

Высоконапорный газ (фиг.7) из верхнего высоконапорного продуктивного пласта 4 через отверстия фильтра 14 обсадной колонны, обсадную колонну 13 и боковые окна 11 эксплуатационной колонны и 17 лифтовой колонны, упираясь в запакерованный герметичный пакер 26, поступает в кольцевое пространство 27 между ЛК 6 и хвостовиком 20 и далее на забой 24 скважины, где подхватывает низконапорный газ низконапорного продуктивного пласта 5 и скопившуюся на забое 24 жидкость и по внутренней полости хвостовика 20 и далее по ЛК 6 поднимает на поверхность. Для осуществления циркуляции технологических жидкостей над и под пакером 26 смонтированы верхний 28 и нижний 29 циркуляционные клапаны. Газоводяной контакт (ГВК) 30 находится ниже нижних отверстий интервала перфорации 25.

Пример реализации способа.

Пример 1. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из карбоксиметилцеллозы (КМЦ), бихромата, нефти, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 168 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор хлорида кальция (CaCl₂) плотностью 1200 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 114 мм, оборудованную фильтром ФБ-114, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 42 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-114/168 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 114 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-114/168 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-324×168. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 42 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/114 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/114 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Пример 2. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 102 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из метилцеллюлозы (МЦ), дихромата и керосина, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 146 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl₂ плотностью 1900 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 102 мм, оборудованную фильтром ФБ-102, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 38 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-102/146 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 102 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующую с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-102/146 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×146. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 38 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 60 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-60/102 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют неозон, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-60/102 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Пример 3. Во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм закачивают изолирующую композицию, состоящую из КМЦ, алюмонатриевых квасцов и дизельного топлива, которая после затвердевания превращается в «жидкий» пакер. Заполняют внутреннюю полость ЭК диаметром 140 мм над «жидким» пакером жидкостью глушения, в качестве которой используют водный раствор CaCl₂ плотностью 1800 кг/м³. Из скважины извлекают ЛК. Затем во внутренней полости ЭК устанавливают клин-отклонитель, вырезают боковое окно и осуществляют бурение через него бокового ствола на верхний высоконапорный продуктивный пласт. В пробуренный БС спускают обсадную колонну диаметром 89 мм, оборудованную фильтром ФБ-89, и цементируют ее до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта. Из скважины извлекают клин-отклонитель. В скважину на технологической колонне из бурильных труб диаметром 32 мм спускают и устанавливают подвесное устройство ПХН1-89/140 с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением во внутренней полости ЭК ниже бокового окна, извлекают из скважины технологическую колонну. В скважину, во внутреннюю полость ЭК, спускают ЛК диаметром 89 мм с выполненным в ней боковым окном, взаимодействующей с защелочным соединением подвесного устройства ПХН1-89/140 таким образом, что боковое окно лифтовой колонны и боковое окно эксплуатационной колонны размещаются напротив друг друга. ЛК спускают до кровли нижнего низконапорного продуктивного пласта и подвешивают в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-245×140. На трубной головке монтируют фонтанную елку фонтанной арматуры и скважину осваивают, удаляя жидкость глушения. Во внутреннюю полость ЛК спускают на ГТ диаметром 32 мм до «жидкого» пакера хвостовик из труб диаметром 50 мм с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством ПХН1-50/89 на его верхнем участке. Закачивают в хвостовик растворитель, в качестве которого используют гидропирит, под воздействием которого разрушают «жидкий» пакер. Доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик с помощью подвески ПХН1-50/89 в ЛК выше бокового окна лифтовой колонны. В заключение из скважины извлекают ГТ.

Заявляемый способ обеспечивает надежное восстановление ранее бездействующей по причине ее самозадавливания скважины и ввод ее в эксплутацию без кольматации ПЗП в условиях АНПД.

Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер, затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения, извлекают из скважины лифтовую колонну, устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель, вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно, бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта, спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром, цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель, спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением, устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна, затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга, после чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения, затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке, закачивают через хвостовик растворитель, разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой, далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта, подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны, извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию.

Группа изобретений относится к скоростным подъемным колоннам и к устройствам, системам и способам, относящимся к использованию скоростных подъемных колонн. Способ установки скоростной подъемной колонны включает пропуск скоростной колонны в скважину, вхождение ключа для взаимодействия с непроходимостью во взаимодействие с непроходимостью ниппеля, выдвижение взаимодействующего с профилем ключа на скоростной колонне для взаимодействия с соответствующим стопорным профилем в стенке ствола скважины и поддержки таким образом скоростной колонны.

Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта // 2538549

Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Установка для эксплуатации нефтяной скважины // 2538010

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной.

Установка для эксплуатации водозаборных скважин // 2536521

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров - водозаборных.

Способ добычи и использования концентрированных геотермальных рассолов // 2535873

Изобретение относится к технологиям добычи и применения глубокозалегающих подземных пластовых рассолов, обладающих, как правило, не только гидроминеральным потенциалом, в особенности промышленными концентрациями полезных компонентов для прямого использования или последующей переработки в товарные продукты, но и тепловым потенциалом, пригодным для использования по энергетическому назначению.

Устройство для интенсификации добычи нефти // 2535544

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Способ эксплуатации скважинной штанговой установки // 2532025

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг.

Способ добычи нефти // 2531496

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче скважинной жидкости на нефтяных месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности температурного воздействия на добываемую скважинную жидкость.

Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта // 2531414

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала.

Способ строительства нефтедобывающей скважины // 2524089

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт.

Скважинная штанговая насосная установка // 2539459

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. Ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции. Шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

Устройство для интенсификации добычи нефти // 2539481

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.

Способ эксплуатации двухзабойной скважины // 2542070

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками и, в частности, к эксплуатации скважин, имеющих более одного забоя. Технический результат - увеличение отбора нефти из бокового ствола при действующем основном стволе. По способу осуществляют установку извлекаемого клина-отклонителя. Затем осуществляют фрезерование окна в обсадной колонне. Из основного ствола осуществляют бурение бокового ствола. Бурение бокового ствола осуществляют со спуском обсадной колонны, ее сплошным цементированием, перфорацией и обеспечением необходимой надежности крепления в области зарезки бокового ствола. При этом исключают заколонные перетоки газожидкостной смеси. Для этого после фрезерования окна в обсадной колонне вырезают цементное кольцо и прилегающую породу в направлении бурения бокового ствола с образованием каверны диаметром, превышающим диаметр бокового ствола. Заливают каверну герметизирующим твердеющим составом и бурят боковой ствол через каверну. Размещают глубинно-насосное оборудование в основном стволе и осуществляют отбор нефти с забоя основного и бокового стволов. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ восстановления обводненной скважины // 2543005

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин. Технический результат - повышение эффективности способа за счет устранения условий набухания глин, содержащихся в продуктивном пласте, при прокладке радиального ствола в низкопроницаемых терригенных отложениях из влагонабухающих глин. По способу в обводнившейся части пласта первоначально проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В необводненной части пласта проводят геофизические исследования. Определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. На колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку со сквозным каналом. Ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта. В скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку с винтовым забойным двигателем, гибким валом и фрезой. Прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием раствора на углеводородной основе. Извлекают из скважины фрезерующую оснастку. Спускают в скважину гидромониторную насадку до выходного отверстия направляющей компоновки. Размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и горную породу с образованием радиального ствола. Через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом с образованием каверны. Извлекают из скважины гибкую трубу с гидромониторной насадкой. Поворачивают направляющую компоновку, например, на 180 градусов и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола. Приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов. До верхних радиальных стволов скважины спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов. Скважину вводят в эксплуатацию. 3 пр., 6 ил.

Способ разработки подводных газогидратных залежей // 2543389

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи. Сущность изобретения: способ включает разрушение массива гидратсодержащего коллектора высоконапорными струями воды, формирование из разрушенного материала пульпы в придонном объеме, покрываемом куполом, подъем пульпы, содержащей газ и газогидрат, на плавучее основание по трубопроводу и разделение пульпы на газ, воду и твердый материал с переводом газа в состояние, пригодное для перевозки. Согласно изобретению осуществляют преобразование массива гидратсодержащего коллектора в мелкодисперсную суспензию «твердое тело - жидкость» с крупностью частиц газогидрата 10-20 мкм. Для этого воздействуют на него струями высокого давления, формируемыми в придонном объеме, покрываемом куполом. Кроме того, объем пульпы, формируемой в этом объеме, обрабатывают ультразвуком с параметрами, вызывающими в ней кавитационные эффекты. Гидратсодержащую суспензию формируют с содержанием в ней дисперсной фазы газогидрата до 20-25%. Производительность средств разрушения массива гидратсодержащего коллектора регулируют пропорционально давлению в трубопроводе на его придонном участке. Ледяную пульпу, формируемую при диссоциации газогидрата, используют для охлаждения компримируемого газа - продукта диссоциации газогидратной пульпы. 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Способ определения весовой концентрации полимера, проникшего в пористую среду // 2543700

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов и может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее полимеров, содержащихся в буровом растворе. Согласно заявленному предложению высушивают раствор полимера до полного испарения воды. Нагревают полимер, образовавшийся после сушки раствора полимера, и определяют диапазон температур активного разложения полимера при заданном темпе нагрева, а также степень разложения полимера в этом диапазоне температур. Высушивают, проводят термический анализ в диапазоне температур, включающем диапазон температур активного разложения полимера, и вычисляют потерю массы навески образца пористой среды и навески такого же образца пористой среды после прокачки раствора полимера. На основе полученных значений определяют весовую концентрацию полимера, проникшего в пористую среду. Технический результат - повышение точности получаемых данных и экспрессности проведения анализа. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти и получения информации с забоя скважины // 2544212

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.

Способ контроля за освоением месторождения углеводородов // 2544948

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы. Технический результат - сокращение времени выявления возможных перетоков углеводородов из месторождения в вышележащие пласты-коллекторы из-за нарушения герметичности его покрышки и заколонных пространств скважин для принятия мер по их ликвидации и предотвращению возможных выбросов на поверхность земли. По способу определяют геологическое строение среды в районе месторождения. Выявляют потенциальные пласты-коллекторы в разрезе горных пород выше месторождения, направления их поднятия - восстания и пространственной ориентации систем субвертикальных трещин. Сооружают эксплуатационные и наблюдательные скважины со вскрытием последними пластов-коллекторов выше месторождения. Проводят термобарические исследования в эксплуатационных скважинах и определяют состав пластовых флюидов во всех скважинах. Фиксируют разгерметизацию месторождения по результатам данных исследований. Наблюдательные скважины сооружают вблизи от скважин, предназначенных для контроля за герметичностью их заколонных пространств и месторождения, в направлении ориентации субвертикальных трещин и восстания потенциальных пластов-коллекторов выше месторождения. В этих скважинах определяют изменение термобарических параметров в интервалах глубин залегания пластов-коллекторов в режиме реального времени. 1 пр., 1 ил.

Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа и система для его осуществления // 2547855

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации месторождений за счет максимально полной утилизации и использования попутного нефтяного газа. Способ включает утилизацию попутного нефтяного газа - ПНГ в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением ПНГ на сухой отбензиненный газ - СОГ и сухой газовый конденсат ПНГ. Способ предусматривает раздельную доставку СОГ и газового конденсата ПНГ трубопроводным транспортом к пунктам их аккумулирования, переработки и использования. При этом доставку СОГ и газового конденсата ПНГ трубопроводным транспортом осуществляют к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и частичного использования. Эти пункты размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов. В промежуточных пунктах производят ожижение СОГ и выработку из него сжиженного природного газа - СПГ для поставки местным потребителям. Газовый конденсат ПНГ подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей. Получаемые на промежуточных пунктах СПГ и сухой газовый конденсат ПНГ аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах. Из этих хранилищ автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации, с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров доставляют на региональный газоперерабатывающий завод-комплекс. На этом заводе из газового конденсата ПНГ вырабатывают автомобильное пропанобутановое топливо и авиационное сконденсированное топливо - АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов - ШФЛУ, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов и самолетов-танкеров. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического // 2547864

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины за счет непрерывности удаления жидкости, уменьшения расхода газа и энергозатрат. По способу осуществляют непрерывный спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Подают газ в затрубное пространство скважины. Одновременно подают газ в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Удаляют жидкость глушения на дневную поверхность по гибкой трубе. Подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают с заданной скоростью. Скорость спуска гибкой трубы и минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.