Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины


 


Владельцы патента RU 2548271:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

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 нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.

Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, который включает герметизацию заколонного пространства добывающей скважины, вскрытие продуктивного пласта, гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. При обводнении продукции добывающей скважины до предельно рентабельной величины геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока в продуктивный пласт. После чего производят закачку блокирующего состава в интервал водопритока продуктивного пласта. Затем производят герметизацию заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта. Далее производят вскрытие продуктивного пласта за исключением интервалов заизолированного водопритока сверлящим перфоратором с углом фазировки 60° с диаметром входных перфорационных отверстий в обсадной колонне не менее 12 мм и плотностью перфорации - не менее 18 отв./пог.м. В интервалах перфорации сверху вниз производят поинтервальный гидравлический разрыв продуктивного пласта с образованием трещин и продавкой в них совместно жидкости гидроразрыва с крепителем трещин, в качестве которого используют в равных долях проппант фракций от 30/60 меш до 10/14 меш, после чего пускают добывающую скважину в эксплуатацию (Патент РФ №2485296, опубл. 20.06.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности способа и его упрощение. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой. Нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК. После этого разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 метра ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по аналитическому выражению. Герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема жидкости разрыва под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м3/мин. После этого оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента. В качестве этого агента применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту. Объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта исходя из объема 0,2 м3 кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки. По завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 часа. Затем извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию (Патент РФ №2460875, опубл. 10.09.2012 - прототип).

Недостатком известных способов являются то, что из закрепленной в ходе гидроразрыва проппантом трещины при значительном снижении забойного давления происходит вынос проппанта со смыканием трещины, как следствие, в ходе эксплуатации со значительной депрессией даже при сохранении пластового давления происходит снижение продуктивности скважины, уменьшается продолжительность эффекта от гидроразрыва пласта. Ограничение величины депрессии не приводит к предотвращению выноса проппанта, снижается дебит скважины, не достигается потенциально возможный отбор нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающем проведение гидроразрыва пласта и последующий отбор жидкости, согласно изобретению, после проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают мост из проппанта крупной фракции, в состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр, при эксплуатации скважины башмак компоновки размещают непосредственно над мостом из проппанта, а уровень жидкости при эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса.

Сущность изобретения

Одним из наиболее эффективных способов интенсификации отбора из скважины является гидроразрыв пласта с последующим закреплением полученных трещин проппантом.

Однако значительное снижение забойного давления для максимальной добычи в ходе эксплуатации может привести к потере продуктивности скважины и снижению потенциальной добычи. В предложенном изобретении решаются задачи повышения добычи нефти. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации нефтедобывающей скважины, при уменьшении дебита нефти проводят гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают мост из проппанта крупной фракции высотой преимущественно 5-10 м. Проппант для создания моста подбирают той же фракции, либо крупнее, чем проппант недопродавки, но не менее 12/18 меш. Длину моста из проппанта, следовательно, объем проппанта для создания моста подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине при создании снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины.

Извлечение компоновки для гидроразрыва из скважины осуществляется без промывки забоя от проппанта. Для эксплуатации скважины внедряется компоновка глубинно-насосного оборудования, дополнительно включающая противопесочный фильтр. Башмак компоновки размещается на 1-3 м выше песчаного моста для возможности обеспечения максимальной депрессии. Эксплуатация ведется при уровне жидкости на приеме насоса с обеспечением максимальной депрессии на пласт.

Поскольку мост из проппанта крупной фракции в сочетании с объемом проппанта недопродавки создает противодавление на проппант в трещине разрыва и препятствует выходу проппанта даже при больших депрессиях на пласт, то такое решение позволяет максимально снизить глубину размещения глубинного насоса и создать максимальную депрессию на пласт с установлением уровня жидкости на глубине насоса. За счет этого удается повысить дебит скважины и продлить срок эффекта увеличения дебита от гидроразрыва пласта. Крупная фракция проппанта способствует снижению гидравлических сопротивлений течению жидкости, в наибольшей степени способствует уплотнению проппанта недопродавки и не поддается уносу даже при интенсивном отборе жидкости из пласта.

Данное решение обеспечивает эксплуатацию скважины при максимальной депрессии без рисков выноса проппанта и потери продуктивности в этой связи.

Пример конкретного применения

На нефтяной залежи с большим сроком эксплуатации и разгазированной нефтью эксплуатируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую карбонатный продуктивный пласт на глубинах 1067-1079 м. Начальный дебит скважины составлял 6 м3/сут. За три года эксплуатации скважины дебит снизился до 3 м3/сут. Для увеличения дебита в скважине проводят гидроразрыв пласта. В трещину разрыва закачивают проппант трех фракций: 20/40 меш - 15%, 16/20 меш - 70%, 12/18 меш - 15%. Фракция проппанта 16/20 меш является основной в отношении ко всему объему проппанта, более крупная (12/18 меш и крупнее) и соответственно более проводимая, на конечной стадии занимает меньший объем, в итоге получается созданная трещина с длиной одного крыла 100 м с высокой проводимостью в околоскважинной части. Объем недопродавки проппанта составляет 0,3 м3, при этом концентрация проппанта в жидкости-носителе объема недопродавки максимальна.

После завершения процесса гидроразрыва и снижения давления в скважине по колонне насосно-компрессорных труб, использовавшейся при гидроразрыве, в скважину загружают 0,6 м3 проппанта фракции 18/12 и проводят технологическую выдержку в течение 5 часов для оседания проппанта. В результате над интервалом перфорации создается мост из проппанта высотой 5 м. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб; использовавшуюся при проведении гидроразрыва пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб со штанговым насосом и песчаным фильтром на конце. Песчаный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта на расстоянии 2 м. Запускают скважину в эксплуатацию и устанавливают уровень жидкости в скважине на глубине насоса. В результате дебит скважины повысился до 12 м3/сут. В результате эксплуатации скважины в течение года заметного снижения дебита вследствие снижения продуктивности отмечено не было.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит нефтедобывающей скважины.

Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающий проведение гидроразрыва пласта и последующий отбор жидкости, характеризующийся тем, что после проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки, а сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост длиной, подобранной 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, а уровень жидкости при эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.

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.

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.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи.

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

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 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 нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта. Техническая задача - обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Способ включает циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижение в нем давления. Периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины. Повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере. После этого производят полное открытие запорного органа коллектора. Осуществляют снижению давления перед запорным органом и вытеснение жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии. Каждым циклическим увеличением объема части емкости над расширительной камерой обеспечивают всасывание в нее газа затрубного пространства, а уменьшением этого объема - вытеснение из нее поступившего газа в коллектор. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины. По меньшей мере некоторые варианты осуществления включают в себя различные способы для вычисления и отображения измерений буровой скважины в реальном времени для геологического сопровождения бурения скважины и операций бурения. По меньшей мере один вариант осуществления раскрытого способа для вычисления и отображения азимутальной хрупкости включает в себя этап, на котором производят измерения скоростей продольной и поперечной волн как функции положения и ориентации изнутри буровой скважины. Эти измерения скоростей произведены посредством азимутального акустического прибора. Азимутальную хрупкость затем получают на основе по меньшей мере частично скоростей продольной и поперечной волн. Технический результат - повышение достоверности данных планирования геолого-разведочных мероприятий. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса. Технический результат - увеличение добычи и сохранение надежности погружного оборудования за счет его эксплуатации в режиме максимального КПД. По способу откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления. Контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления. Частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки. Время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего. Значение максимального давления для сцементированного пласта выбирают из условия максимума добычи, а для пласта, интенсивно разрушающегося в процессе добычи, - из условия минимума выноса механических примесей.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании. В способе периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри или до и после газового оборудования, расход газа через газовое оборудование или перепад давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование. По измеренным значениям формируют показатель загидрачивания работающего газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. При формировании показателя загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Определяемые в безгидратном режиме работы базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита нефти, уменьшения объема перекачиваемой воды и сокращения потребляемой электроэнергии. По способу используют нагнетательные скважины и добывающие скважины, оборудованные насосными установками с электродвигателями. На устье каждой из скважин устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Непрерывно в режиме реального времени измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, в том числе воды. Собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом непрерывно в режиме реального времени. Информацию усредняют за определенный период времени. Обрабатывают и определяют средний дебит по фазам за выбранное время. Сравнивают с заданными параметрами и на основе информации о дебите каждой фазы устанавливают зависимость дебита каждой скважины от объемов закачанной пластовой воды. Выбирают вариант работы насосных установок с электродвигателями добывающих скважин и поддерживают пластовое давление таким образом, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем перекачиваемой пластовой воды и расход электроэнергии - минимальными. При этом при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. Продукцию добывающих скважин сепарируют на фазы и транспортируют, в зависимости от фазы, в систему сбора нефти и газа или систему поддержания пластового давления. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт. По способу осуществляют эксплуатацию скважины. В горизонтальную скважину спускают колонну труб. По колонне труб закачивают изолирующий материал в интервал водопритока продуктивного пласта. Осуществляют отбор нефти до обводнения горизонтальной скважины. Из горизонтальной скважины под основным стволом вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол на 50 м длиннее забоя основного ствола. Спускают в скважину колонну гибких труб - ГТ, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем и фильтром, отверстия которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой. Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ, создавая избыточное давление. Одновременно перемещают колонну ГТ вниз до попадания в дополнительный ствол. Доспускают колонну ГТ до забоя дополнительного ствола. На устье скважины в колонну ГТ устанавливают продавочную пробку. Создают избыточное давление в колонне ГТ выше продавочной пробки, проталкивают продавочную пробку и перемещают полую втулку, открывают отверстия фильтра. По колонне ГТ закачивают микроцементный раствор и продавливают его в дополнительный ствол и призабойную зону. Одновременно поднимают колонну ГТ для заполнения дополнительного ствола скважины микроцементным раствором. Прекращают продавку микроцементного раствора при подъеме давления в колонне ГТ до допустимого значения. Извлекают колонну ГТ из скважины и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора. Отсекают дополнительный ствол от основного ствола горизонтальной скважины установкой глухого пакера в интервале зарезки на входе в боковой ствол. Спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос на технологической колонне труб и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. При обводнении добываемой продукции извлекают из скважины технологическую колонну труб с насосом, производят геофизические исследования и определяют обводняющий интервал горизонтальной скважины. Изолируют обводняющий интервал основного ствола горизонтальной скважины. 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту. Система содержит ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин. К газосборному коллектору куста скважин подключен ПИД-регулятор, соединенный выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в газосборном коллекторе куста скважин. В качестве задатчика производительности используется удаленное автоматизированное рабочее место, которое подает задание производительности на устройство сравнения. Технический результат заключается в обеспечении стабильного согласованного управления скважинами куста, повышении точности и качества переходных процессов регулирования давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, увеличении рабочего ресурса исполнительных механизмов скважин, повышении надежности и безаварийности, сокращении «человеческого фактора» при эксплуатации газового промысла.
Наверх