Способ восстановления обводненной скважины

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности к скважинам, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.

Коллекторы на месторождениях севера Западной Сибири, в которых расположены добывающие скважины, относятся к сложнопостроенным коллекторам, в нижней части которых размещены высокопроницаемые продуктивные залежи, а в верхней части - заглинизированные низкопроницаемые терригенные отложения, сложенные из влагонабухающих глин.

Из опыта ремонта таких скважин известно, что по мере снижения пластового давления в высокопроницаемую продуктивную залежь внедряются подошвенные воды, подстилающие эту залежь, происходит обводнение залежи и проводимые в скважине ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод оказываются безрезультатными, вскрытие же вышерасположенных заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложений, сложенных из влагонабухающих глин, известными методами, кумулятивной перфорацией или бурением бокового ствола с применением водных растворов, ведет к набуханию глин, препятствующих последующей добыче газа из пласта.

Для восстановления обводненных скважин проводятся ремонтно-изоляционные работы [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].

Известен способ восстановления скважины, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент РФ №2273718, E21B 29/10, заявлено 02.07.04, опубликовано 10.04.06].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность восстановления обводненных скважин, так как при производстве ремонтно-изоляционных работ продольно-гофрированными пластырями не устраняется поступление пластовых вод в скважину, а вероятность разрушения ремонтируемого интервала эксплуатационной колонны, особенно в скважинах с наличием сплошной перфорации эксплуатационной колонны двойной плотностью, возрастает.

Известен способ восстановления обводненной скважины, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент РФ №2231630. E21B 43/00, E21B 43/32, заявлено 2002, опубликовано 2004].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность восстановления обводненных скважин, так как при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности вероятность нарушения герметичности цементного камня за колонной возрастает, при этом полное или частичное его разрушение способствует еще большему притоку пластовых вод к забою скважины.

Известен способ восстановления скважины, принятый за прототип, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент РФ №2370636. E21B 43/00, E21B 43/32, заявлено 21.04.08, опубликовано 20.10.09].

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность восстановления обводненных скважин, так как при использовании в процессе ремонта технологических растворов на водной основе ведет к набуханию глин, содержащихся в продуктивном пласте.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности восстановления обводненной скважины.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в устранении условий набухания глин, содержащихся в продуктивном пласте при прокладке радиального ствола в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при восстановлении обводненной скважины первоначально в обводнившейся части пласта проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста, затем в оставшейся необводненной части пласта проводят геофизические исследования, определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта, после чего на колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку, снабженную сквозным каналом, ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта, затем из скважины извлекают колонну бурильных труб, в скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя и гибкого вала, на нижнем торце которого размещена фреза, прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием технологического раствора на углеводородной основе, извлекают из скважины на гибкой трубе фрезерующую оснастку, присоединяют к башмаку гибкой трубы посредством переводного рукава высокого давления гидромониторную насадку и спускают ее в скважину до выходного отверстия направляющей компоновки, струями с технологического раствора на углеводородной основе под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают горную породу с образованием радиального ствола, после чего через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом из смеси глинокислоты и органической кислоты, например, аскорбиновой, лимонной или муравьиной, с образованием расширяющего радиальный ствол каверны, затем извлекают из скважины гибкую трубу с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, проводят поворот направляющей компоновки в той же плоскости, например, на 180 градусов, проницаемого участка продуктивного пласта и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола, далее приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов, после этого в скважину до верхних радиальных стволов спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов, и скважину вводят в эксплуатацию.

На фиг.1 показана схема ремонтно-изоляционных работ по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста, на фиг.2 - то же при спуске в скважину направляющей компоновки; на фиг.3 - то же при прорезании в эксплуатационной колонне отверстия; на фиг.4 - то же при размывании цементного камня за эксплуатационной колонной и горных пород, окружающих скважину, жидкостью на углеводородной основе с образованием радиального ствола, на фиг.5 - то же при промывке радиального ствола кислотным составом с образованием каверн, на фиг.6 - то же при вводе восстановленной скважины в эксплуатацию.

Способ реализуется следующим образом.

В процессе эксплуатации скважины, расположенной в сложно построенном пласте 1, нижняя, наиболее продуктивная, часть 2 пласта вскрыта посредством перфорации эксплуатационной колонны 3 с образованием перфорационных отверстий 4, через которые происходит добыча газа.

По мере снижения пластового давления подошвенные воды 5, находящиеся первоначально ниже башмака 6 эксплуатационной колонны, начинают подтягиваться к перфорационным отверстиям 4 посредством конуса подошвенных вод 7, обводняя скважину.

Для устранения обводнения скважины в ней проводятся ремонтно-изоляционные работы, закачивая через перфорационные отверстия 4 водоизоляционную композицию 8 и закрепляя ее цементом с образованием во внутренней полости эксплуатационной колонны 3 цементного моста 9, перекрывающего перфорационные отверстия 4.

После чего проводят геофизические исследования, по результатам которых определяют интервалы более проницаемых участков Ю низкопроницаемой заглинизированной части пласта 1.

Далее на колонне бурильных труб 11 спускают направляющую компоновку 12, снабженную сквозным каналом 13, выполненным в ее корпусе. Размещают направляющую компоновку 12 в скважине таким образом, чтобы выходное отверстие 14 сквозного канала 13 было расположено в выбранном интервале одного из проницаемых участков 10 низкопроницаемой заглинизированной части пласта. Фиксируют направляющую компоновку 12 в эксплуатационной колонне 3 в выбранном положении посредством якорно-пакерующего устройства 15.

Затем из скважины извлекают колонну бурильных труб 11.

После чего в скважину на гибкой трубе 16 в полость сквозного отверстия 13 до выходного отверстия 14 спускают фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя 17 и гибкого вала 18, на нижнем торце которого размещена фреза 19.

С помощью фрезерующей оснастки в стенке эксплуатационной колонны 3 прорезают отверстие 20 с использованием технологического раствора на углеводородной основе 21, например, газовым конденсатом, дизельным топливом, нефтью.

Извлекают из скважины на гибкой трубе 16 фрезерующую оснастку. Присоединяют к башмаку гибкой трубы 16 посредством переводного рукава высокого давления 22 гидромониторную насадку 23 и спускают ее в скважину. Длина переводного рукава высокого давления 22 выбирается из расчета максимально-возможной длины радиального ствола 24, проектируемого в выбранном интервале одного из проницаемых участков 10 низкопроницаемой заглинизированной части пласта.

Струями раствора на углеводородной основе 21, например, газовым конденсатом, дизельным топливом, нефтью, под высоким давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта, размывают цементный камень 25 за эксплуатационной колонной 3 и последующим перемещением гидромониторной насадки 23 в радиальном направлении размывают окружающую скважину горную породу проницаемого участка 10 низкопроницаемой части пласта с образованием радиального ствола 24 небольшого диаметра, зависящего от толщины выбранного интервала одного из проницаемых участков 10 низкопроницаемой заглинизированной части пласта.

После завершения образования радиального ствола 24 проводят очистку радиального ствола 24 промывкой его кислотным составом 26 из смеси глинокислоты, состоящей из соляной кислоты 10-12% концентрации и плавиковой кислоты 3-5% концентрации, а также органической кислоты, например, аскорбиновой кислоты 1-2% концентрации, или лимонной кислоты 1-3% концентрации, либо муравьиной кислоты 5-7% концентрации, с образованием за стенками радиального ствола 24 каверны 27, расширяющей радиальный ствол 24.

После этого извлекают из скважины гибкую трубу 16 с рукавом высокого давления 22 и гидромониторной насадкой 23, проводят поворот направляющей компоновки 12 в той же плоскости, например, на 180 градусов, в зависимости от направления простирания следующего выбранного интервала проницаемых участков 10 низкопроницаемой заглинизированной части пласта и проводят аналогичные операции по прокладыванию следующего радиального ствола.

Далее приподнимают направляющую компоновку 12 на высоту следующего выбранного интервала проницаемых участков 10 низкопроницаемой заглинизированной части пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов.

После завершения ремонтных работ по восстановлению обводненной скважины из нее извлекают гидромониторную насадку 23 и направляющую компоновку 12, в скважину до глубины верхнего радиального ствола спускают лифтовую колонну 28 из насосно-компрессорных труб диаметром, соответствующим площади проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов.

Далее скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Примеры реализации заявляемого способа.

Пример 1

Восстановление обводненной скважины с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм проводили следующим способом. Первоначально в обводнившейся части пласта провели ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В качестве водоизолирующей композиции использовали состав на основе кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, поливинилового спирта ПВС-В1Н с добавлением в качестве загустителя алюмосиликатные микросферы, а в качестве цементного раствора - состав на основе ПТЦ 1-100 с добавлением суперпластификатора СП-1. Затем в оставшейся необводненной части пласта провели геофизические исследования и определили интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. После чего на колонне бурильных труб диаметром 89 мм спустили и установили с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку, снабженную сквозным каналом, соориентировали ее в направлении выбранного в интервале 696-700 м проницаемого участка продуктивного пласта. В качестве якорно-пакеруюшего устройства использовали пакер ПРО-ЯМО 168×35 НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан). Затем из скважины извлекли колонну бурильных труб и в скважину на гибкой трубе диаметром 48 мм спустили фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя типа Д1-54 и гибкого вала, на нижнем торце которого была размещена фреза ФРП-57. В стенке эксплуатационной колонны диаметром 168 мм прорезали отверстие диаметром 60 мм с использованием газового конденсата. Из скважины извлекли на гибкой трубе фрезерующую оснастку и присоединили к башмаку гибкой трубы посредством переводного рукава высокого давления гидромониторную насадку, спустили ее в скважину до выходного отверстия направляющей компоновки. Струями газового конденсата под давлением 35 МПа размыли цементный камень за эксплуатационной колонной. Последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении по выбранному проницаемому участку продуктивного пласта толщиной 4 м размыли горную породу с образованием радиального ствола диаметром 50 мм и длиной 100 м. После чего через гидромониторную насадку провели очистку радиального ствола кислотным составом из смеси глинокислоты, содержащую соляную и плавиковую кислоты соответственно 12% и 5% концентрациями, и аскорбиновой кислоты 1% концентрации с образованием расширяющего радиальный ствол каверны диаметром до 80 мм. Затем из скважины извлекли гибкую трубу с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, провели поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 180 градусов и провели аналогичные операции по прокладыванию следующего радиального ствола аналогичной конструкции. Далее приподняли направляющую компоновку на высоту 30 м и провели аналогичные операции по прокладке следующих радиальных стволов. После этого в скважину до верхних радиальных стволов спустили лифтовую колонну диаметром 114 мм и скважину ввели в эксплуатацию.

Пример 2

Восстановление обводненной скважины с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм проводили следующим способом. Первоначально в обводнившейся части пласта провели ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В качестве водоизолирующей композиции использовали состав на основе кремнийорганической жидкости ГКЖ-10 и поливинилового спирта ПВС-18/11, а в качестве цементного раствора - состав на основе ПТЦ 1-50 с добавлением суперпластификатора С-3 и полипропилового волокна «Фибра». Затем в оставшейся необводненной части пласта провели геофизические исследования и определили интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. После чего на колонне бурильных труб диаметром 73 мм спустили и установили с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку, снабженную сквозным каналом, соориентировали ее в направлении выбранного в интервале 682-690 м проницаемого участка продуктивного пласта. В качестве якорно-пакеруюшего устройства использовали пакер G типоразмера 146×35 фирмы Гайберсон. Затем из скважины извлекли колонну бурильных труб и в скважину на гибкой трубе диаметром 38 мм спустили фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя типа Д1-48 и гибкого вала, на нижнем торце которого была размещена фреза типа типа ФРП-52. В стенке эксплуатационной колонны диаметром 146 мм прорезали отверстие диаметром 50 мм с использованием дизельного топлива. Из скважины извлекли на гибкой трубе фрезерующую оснастку и присоединили к башмаку гибкой трубы посредством переводного рукава высокого давления гидромониторную насадку, спустили ее в скважину до выходного отверстия направляющей компоновки. Струями дизельного топлива под давлением 35 МПа размыли цементный камень за эксплуатационной колонной. Последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении по выбранному проницаемому участку продуктивного пласта толщиной 2 м размыли горную породу с образованием радиального ствола диаметром 20 мм и длиной 50 м. После чего через гидромониторную насадку провели очистку радиального ствола кислотным составом из смеси глинокислоты, содержащей соляную и плавиковую кислоты соответственно 10% и 3% концентрациями, и лимонной кислоты 3% концентрации с образованием расширяющего радиальный ствол каверны диаметром до 40 мм. Затем из скважины извлекли гибкую трубу с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, провели поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 90 градусов и провели аналогичные операции по прокладыванию следующего радиального ствола аналогичной конструкции. Далее приподняли направляющую компоновку на высоту 50 м и провели аналогичные операции по прокладке следующих радиальных стволов. После этого в скважину до верхних радиальных стволов спустили лифтовую колонну диаметром 89 мм и скважину ввели в эксплуатацию.

Пример 3

Восстановление обводненной скважины с эксплуатационной колонной диаметром 140 мм проводили следующим способом. Первоначально в обводнившейся части пласта провели ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В качестве водоизолирующей композиции использовали состав на основе кремнийорганической жидкости ГКЖ-10 и гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, а в качестве цементного раствора - состав на основе ПТЦ 1-50 с добавлением суперпластификатора С-3. Затем в оставшейся необводненной части пласта провели геофизические исследования и определили интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. После чего на колонне бурильных труб диаметром 73 мм спустили и установили с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку, снабженную сквозным каналом, соориентировали ее в направлении выбранного в интервале 679-680 м проницаемого участка продуктивного пласта. В качестве якорно-пакеруюшего устройства использовали пакер ПРО-ЯДЖ-0-140-35 НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан). Затем из скважины извлекли колонну бурильных труб и в скважину на гибкой трубе диаметром 33 мм спустили фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя типа Д1-43 и гибкого вала, на нижнем торце которого была размещена фреза типа ФРП-47. В стенке эксплуатационной колонны диаметром 140 мм прорезали отверстие диаметром 45 мм с использованием нефти. Из скважины извлекли на гибкой трубе фрезерующую оснастку и присоединили к башмаку гибкой трубы посредством переводного рукава высокого давления гидромониторную насадку, спустили ее в скважину до выходного отверстия направляющей компоновки. Струями нефти под давлением 35 МПа размыли цементный камень за эксплуатационной колонной. Последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении по выбранному проницаемому участку продуктивного пласта толщиной 1 м размыли горную породу с образованием радиального ствола диаметром 10 мм и длиной 25 м. После чего через гидромониторную насадку провели очистку радиального ствола кислотным составом из смеси глинокислоты, содержащей соляную и плавиковую кислоты соответственно 10% и 4% концентрациями, и муравьиной кислоты 7% концентрации с образованием расширяющего радиальный ствол каверны диаметром до 20 мм. Затем из скважины извлекли гибкую трубу с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, провели поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 45 градусов и провели аналогичные операции по прокладыванию следующего радиального ствола аналогичной конструкции. Далее приподняли направляющую компоновку на высоту 60 м и провели аналогичные операции по прокладке следующих радиальных стволов. После этого в скважину до верхних радиальных стволов спустили лифтовую колонну диаметром 73 мм и скважину ввели в эксплуатацию.

Особенностью предлагаемого способа восстановления обводненной скважины посредством прокладки радиальных стволов является то, что его проводят в сложно построенном пласте, имеющем несколько проницаемых участков низкопроницаемой заглинизированной части пласта, в том числе, сложенных из низкопроницаемых сильно заглинизированных терригенных отложений небольшой толщины, включающих влагонабухающие глины, причем прокладку каждого радиального ствола осуществляют с использованием жидкости на углеводородной основе, не оказывающей вредного влияния, в частности, не приводящей к набуханию влагосодержащих глин, а очистка радиального ствола от остатков горной породы и расширение радиального ствола осуществляются с использованием кислотного состава из смеси глинокислоты и органической кислоты, например, аскорбиновой, лимонной или муравьиной, хорошо разрушающего цементирующуюся составляющую низкопроницаемого терригенного коллектора. Тем самым обеспечивается увеличение эффективной площади и глубины вскрытия продуктивного пласта небольшой толщины при устранении условий набухания глин, содержащихся в этом коллекторе.

Способ восстановления обводненной скважины, при котором в обводнившейся части пласта первоначально проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста, затем в оставшейся необводненной части пласта проводят геофизические исследования, определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта, после чего на колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку, снабженную сквозным каналом, ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта, затем из скважины извлекают колонну бурильных труб, в скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку, состоящую из винтового забойного двигателя и гибкого вала, на нижнем торце которого размещена фреза, прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием технологического раствора на углеводородной основе, извлекают из скважины на гибкой трубе фрезерующую оснастку, присоединяют к башмаку гибкой трубы посредством переводного рукава высокого давления гидромониторную насадку и спускают ее в скважину до выходного отверстия направляющей компоновки, струями технологического раствора на углеводородной основе под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают горную породу с образованием радиального ствола, после чего через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом из смеси глинокислоты и органической кислоты, например, аскорбиновой, лимонной или муравьиной, с образованием расширяющей радиальный ствол каверны, затем извлекают из скважины гибкую трубу с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой, проводят поворот направляющей компоновки в той же плоскости, например, на 180 градусов, проницаемого участка продуктивного пласта и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола, далее приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов, после этого в скважину до верхних радиальных стволов спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов, и скважину вводят в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

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.

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

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.

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.
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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти. По способу осуществляют гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки. Сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост с расчетной длиной. Эту длину подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине гидроразрыва при снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины. В состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр. При эксплуатации скважины противопесочный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта. Осуществляют отбор жидкости. Уровень жидкости при отборе жидкости - эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов. Задача изобретения - совершенствование конструкции скважинного устройства для перепуска затрубного газа для повышения эффективности работы штангового насосного оборудования скважин, независимо от температурных условий работы скважины и от величины давления затрубного газа. Устройство расположено в затрубном пространстве скважины над уровнем скважинной жидкости в муфте колонны насосно-компрессорных труб. Устройство содержит обратный клапан и радиальный гидравлический канал. В нижней части муфты расположен радиальный гидравлический канал, связанный с одной стороны с затрубным пространством скважины через обратный клапан, а с другой стороны - с полостью НКТ через струйный аппарат. При этом, оси радиального гидравлического канала и струйного аппарата пересекаются в области сопла последнего. Кроме того, устройство содержит колонну насосных штанг с размещенным на ней отклонителем газо-жидкостного потока. Этот отклонитель выполнен в виде втулки с возможностью фиксации в муфте колонны НКТ. Длина отклонителя газо-жидкостного потока меньше расстояния между приемом и выкидом струйного аппарата. Оси радиального гидравлического канала и струйного аппарата перпендикулярны. Возможность фиксации отклонителя газо-жидкостного потока в муфте колонны НКТ может быть реализована, например, путем оснащения муфты НКТ внутренним пазом, а отклонителя газо-жидкостного потока - кольцевым держателем. Использование устройства позволяет осуществлять снижение давления затрубного газа независимо от температурных условий и от величины его давления, позволяя увеличить межремонтный период работы штангово-насосного оборудования. Кроме того, данное устройство позволит уменьшить глубину подвески штангового насоса за счет повышения уровня жидкости над штанговым насосом и тем самым снизить расход НКТ, насосных штанг и увеличить межремонтный период работы установок. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока. Пакер выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. В полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. Напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий. В полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек. Поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки. В фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт. Он жестко закреплен в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины. Нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины. При этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой. Технический результат изобретений - разработка более эффективных средств для извлечения нефти из низкопроницаемых пород-коллекторов, осложненных высоким содержанием парафинов. Азотная компрессорная станция содержит многоступенчатый поршневой компрессор с силовым приводом, выполненным в виде дизельного двигателя, и газоразделительный блок. Выход промежуточной ступени компрессора соединен со входом газоразделительного блока. Выход газоразделительного блока соединен со входом ступени компрессора, следующей за промежуточной ступенью. При этом азотная компрессорная станция содержит теплообменник, вход рабочей среды которого соединен с выходом компрессора. Вход теплоносителя теплообменника соединен с выходом выхлопных газов дизельного двигателя. Газоразделительный блок выполнен в виде половолоконного мембранного блока. Выход рабочей среды теплообменника соединен со входом дополнительного подогревателя. При этом, выход дополнительного подогревателя является выходом станции. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

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.

Наверх