Способ разработки нефтяной скважины (варианты)


 


Владельцы патента RU 2558069:

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

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяной скважины. Технический результат - снижение вероятности возникновения заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов, увеличение дебита нефти и снижение обводненности продукции. По способу разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов. Определяют состояние эксплуатационной колонны. Выявляют заколонные перетоки. Определяют профили притока и профили закачки. Затем перфорируют водоносный пласт. Осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера. Осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по аналитическому выражению. Образуют водоизоляционный экран. Затем осуществляют подъем пакера. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта. При этом минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа. Исследуют герметичность забоя. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и осуществляют добычу нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной скважины.

В настоящее время при вскрытии продуктивных отложений пашийского горизонта терригенного девона геологический разрез может быть представлен несколькими продуктивными нефтеносными и водоносными пластами, разделенными между собой глинистыми перемычками небольшой толщины (0,8-2 м). Небольшие толщины глинистых перемычек между нефтенасыщенным и водоносным пластами являются основной причиной возникновения заколонных перетоков. Ликвидация заколонных перетоков является низко успешным мероприятием по причине технологической сложности.

Известен способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU 2431747 С1, МПК E21B 43/32; опубл. 20.10.2011), включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на насосно-компрессорных трубах (РОСТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания, отличающийся тем, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после затвердевания в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.

Недостатком данного способа является невозможность его применения в скважинах, в которых нефтеносный и водоносный пласт разделены перемычками небольшой толщины в диапазоне 0,8-2 м. Так согласно известному способу для исключения заколонных перетоков в интервале между пластами производят вскрытие обсадной колонны скважины перфорацией и закачку тампонажного раствора в заколонное пространство, причем интервал перфорации находится на расстоянии двух метров выше кровли нижнего пласта. Затем между верхним пластом и интервалом перфорации на расстоянии 1,5 м выше интервала перфорации устанавливают пакер.

Задачей, на решение которой направлено представленное изобретение, является предоставление способа разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносные и водоносные пласты, разделенные между собой перемычками небольшой толщины.

Техническим результатом является снижение риска возникновения заколонных перетоков с нижележащих водоносных пластов, снижение обводненности продукции, увеличение дебита нефти и соответственно нефтеотдачи пласта, расширение арсенала технических средств.

Поставленная задача решается способом для разработки нефтяных скважин, в которых нефтеносные и водоносные пласты разделены между собой перемычками небольшой толщины (0,8-2 м), содержащим этапы, на которых:

1. Осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определения состояния эксплуатационной колонны.

2. Перфорируют водоносный горизонт и осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции.

3. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт.

4. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта.

5. Исследуют герметичность забоя.

6. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале.

7. Осуществляют добычу нефти.

На фиг. 1 представлен разрез скважины с нефтеносным (НП) и водоносным (ВП) пластами, разделенными перемычкой небольшой толщины (0,8-2 м).

Один из вариантов осуществления способа содержит следующие этапы.

Определяют требуемое для проведения работ в скважине количество водоизоляционной композиции и цемента. Количество водоизоляционной композиции, необходимое для глушения обводнившегося пласта, зависит от толщины пласта и его проницаемости.

В одном варианте осуществления предварительный расчет необходимого объема композиции осуществляют по формуле:

Vз≈3,14·m·h·R2,

где Vз - объем закачки, м3;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - расчетная толщина пласта, м;

R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.

Спускают на НКТ технологический пакер на планируемую глубину посадки (до верхней границы интервала притока жидкости (воды) из скважины). Глубина посадки пакера определяется с условием предотвращения закачивания водоизоляционной композиции в интервал пласта, из которого имеется приток нефти.

Далее осуществляют посадку технологического пакера на запланированной глубине с контролем места посадки геофизическими методами.

Затем закачивают в изолируемый интервал через НКТ приготовленную заранее водоизоляционную композицию. В качестве водоизоляционной композиции может применяться композиция на основе DSGA Polymer (производство компании Chevron-Phillips Lp). В данной композиции применяются следующие компоненты:

- водорастворимый полимер DSGA Polymer;

- натрия тиосульфат кристаллический, соответствующий требованиям ГОСТ 244-76, для ускорения растворения полимера DSGA;

- натрия бихромат технический, соответствующий требованиям ГОСТ 2651-78, для сшивания раствора в качестве гелеобразователя;

- калий хлористый, соответствующий требованиям ГОСТ 4568-95, для регулирования pH воды для растворения полимер DSGA;

- растворитель для приготовления водоизоляционной композиции - вода пресная или применяемая в системе ППД (техническая, пластовая, природная) без содержания механических примесей с pH не более 4. Во времена года с низкой температурой окружающей среды необходимо использование подогретой воды с температурой 20°C.

Примерный состав композиции приведен в таблице 1.

Таблица 1
Марка полимера Состав композиции
концентрация полимера, кг/м3 концентрация натрия бихромата, кг/м3 концентрация натрия тиосульфата, кг/м3 концентрация калия хлористого, кг/м3
DSGA Polymer 4 1 4 20

Время образования геля из водоизоляционной композиции с составом, приведенным в таблице 1, ориентировочно составляет 2-6 ч. В зависимости от свойств воды для растворения полимера DSGA возможна корректировка рекомендуемых диапазонов концентраций реагентов. Концентрация натрия бихромата в водоизоляционной композиции может быть уменьшена с целью продления времени образования геля до 5-6 ч, либо может быть увеличена с целью сокращения времени образования геля до 2-3 ч.

Продавливают водоизоляционную композицию в пласт закачиванием в НКТ технологической жидкости в объеме, равном объему колонны НКТ.

Далее необходимо сорвать и поднять технологический пакер.

Затем осуществляют закачку цементного раствора (тампонирующего раствора) для образования цементного моста, изолирующего пласт. Для приготовления цементного раствора может использоваться портландцемент тампонажный, удовлетворяющий требованиям ГОСТ 1581-96 "Портландцементы тампонажные. Технические условия" или цемент других марок, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности.

Оставляют скважину на время образования геля из водоизоляционной композиции и ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). В зависимости от состава применяемой водоизоляционной композиции и цементного раствора минимальное время остановки скважины для гелеобразования водоизоляционной композиции и затвердевания цемента может варьироваться от 24 до 72 часов.

Исследуют герметичность забоя. Для этого с помощью опрессовки избыточным давлением, например на 150 атм, определяют герметичность забоя. Падение давления свидетельствует о наличии сообщения между забоем и ранее изолированным пластом. После опрессовки избыточным давлением необходимо снизить уровень в скважине свабированием до глубины 700-800 м, после чего определить уровень в скважине с помощью геофизического прибора (термометр, влагомер) несколько раз в течение определенного периода времени. Например, такие измерения уровня могут быть проведены через 1 час, через 2 часа и через 3 часа после свабирования. Если уровень жидкости не меняется, значит, забой герметичен и нет сообщения с нижележащего изолированного пласта.

Затем проводят разбуривание цементного моста до глубины выше кровли водоносного горизонта.

Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и производят запуск скважины.

Стоит отметить, что в других вариантах осуществления в водоизоляционной композиции в качестве гелеообразующего полимера могут использоваться:

- полиакриламид (ПАА), соответствующий требованиям ТУ 2458-001-82330939-2008 "Технические условия. Полиакриламид DP9-8177".

- гуаровая камедь - галактоманнан (полисахарид растительного происхождения) торговой марки "Гуамин" по ТУ 2458-019-57258729-2006.

- ксантан (ксантановый экзополисахарид - биополимер микробного происхождения), раствор биополимера ксантанового (РБК).

- натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), соответствующая требованиям ТУ 2231-002-50277563-2000 "Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая. Технические условия".

В качестве индукторов гелеобразования в водоизоляционной композиции также могут использоваться:

- ацетат хрома по ТУ 2499-008-55373366-2006 "Ацетат хрома, водный раствор" или ТУ 2499-001-50635131-00 "Дубитель. Водный раствор ацетата хрома. Технические условия";

- окись цинка по ГОСТ 10262-73 "Реактивы. Цинка окись. Технические условия". Массовая доля окиси цинка (ZnO) не менее 99,2%;

- окись магния по ТУ 6-09-3023-79 "Магний окись, осажденная из природного сырья. Квалификации "чистый", или ГОСТ 844-79 "Магнезия жженая техническая. Технические условия". Массовая доля окиси магния (MgO) не менее 89%.

В еще одном варианте осуществления объем водоизоляционной композиции для проведения работ в скважине рассчитывают на основании следующей эмпирической зависимости:

V-20+5H;

где V - объем водоизоляционной композиции, м3;

Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м.

В большинстве случаев объем водоизоляционной композиции для проведения работ в одной скважине составляет 20-40 м3.

Вместо цементного раствора в качестве тампонирующего раствора может использоваться состав на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС) марки КФЖ ГОСТ 14231-88 "Смолы карбамидоформальдегидные. Технические условия" или марки Резойл К-1 ТУ 2221-637-55778270-2004. "Смола карбамидоформальдегидная марки Резойл К-1".

1. Способ разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, содержащий этапы, на которых:
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V3≈3,14·m·h·R2,
где V3 - объем закачки, м3;
m - коэффициент пористости, доли единиц;
h - расчетная толщина пласта, м;
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти.

2. Способ разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, содержащий этапы, на которых:
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V=20+5H,
где V - объем водоизоляционной композиции, м3;
Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам для установки в стволе скважины в подземной зоне и к способам регулирования потока в стволе скважины в подземной зоне.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока флюида в скважину. Система содержит проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид, причем данная камера содержит, по меньшей мере, один вход, выход и, по меньшей мере, одну конструкцию, расположенную по спирали относительно выхода, способствующую закручиванию потока многокомпонентного флюида по спирали вокруг выхода.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин, и обеспечивает повышение эффективности способа.

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 нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК). Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК), включает бурение из основного ствола радиальных ответвлений по радиусу необходимой длины, закачивание под давлением в эти ответвления тампонажного состава на основе Микродура с образованием водоизоляционного экрана, докрепление закаченного тампонажного состава цементным мостом, устанавливаемым в основном стволе ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание цементного моста осуществляют после затвердевания тампонажного раствора из Микродура, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и после его затвердевания проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны основного ствола выше цементного моста, при этом в качестве материала для цементного моста используют тампонажный цемент, армированный полипропиленовым волокном. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции подошвенной воды включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов. По способу осуществляют эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают в горизонтальный ствол колонну труб. Осуществляют крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора. Осуществляют очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора. Проводят геофизические исследования и определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины. Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Отбирают нефть до обводнения интервала. Осуществляют изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала. При этом для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала. Производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб. Производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины. После этого перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины. 4 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система включает в себя камеру потока, через которую проходит состав текучей среды, и запорное устройство, которое смещается к закрытому положению, в котором запорное устройство предотвращает проход потока через камеру. Запорное устройство может смещаться в закрытое положение в ответ на увеличение соотношения нежелательных текучих сред и требуемых текучих сред в составе текучей среды. Конструкция может предотвращать смещение запорного устройства в закрытое положение. Состав текучей среды может проходить через конструкцию на выпуск камеры потока. Увеличение соотношения нежелательных и требуемых текучих сред обуславливает разрушение конструкции, которая сопротивляется смещению запорного устройства. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока в скважине. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин. По способу осуществляют строительство вертикальных скважин. Определяют вскрытые в каждой скважине зоны трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенные уплотненные прослои. Осуществляют бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Изолируют вышеопределенные зоны с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После этого в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой. Эту операцию осуществляют при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора. Закачку осуществляют таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9). При осуществлении способа вырезают участок эксплуатационной колонны выше глубины залегания нефтеносного слоя и ниже глубины залегания водоносного слоя, поднимают компоновку для вырезания, спускают компоновку труб с гидромониторной насадкой и обрабатывают вырезанный участок, блокируют нефтеносный слой отсыпкой интервала перфорации песком, устанавливают разбуриваемый пакер выше вырезанного участка и ниже уровня водоносного слоя, определяют приемистость вырезанного участка колонны и образованного канала, соединяющего водоносный и нефтеносный слой, осуществляют тампонирование вырезанного участка с использованием пакера на основании приемистости, разбуривают пакер, вымывают песок, спускают компоновку труб и осуществляют блокирование нефтеносного слоя закачкой блокирующего состава, спускают компоновку труб с хвостовиком до уровня забоя, цементируют заколонное пространство, после затвердевания цемента осуществляют повторную перфорацию. Повышается надежность изоляции, обеспечивается повышенная экологическая безопасность ремонтных работ, поддерживается дебет на уровне, соответствующем уровню до проведения ремонтных работ. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх