Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг. Приводят в работу штанговый насос под действием перемещений колонны штанг, подают высоковязкой нефть к устью скважины по колонне НКТ и проводят отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ с возможностью прямой промывки. После приведения в работу штангового насоса и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы. Если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину. Если отклонение составляет от 5 до 30% от начальных значений, то останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство в нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза. После чего производят повторное снятие динамограммы. Определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений. Если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100% от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце. Производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта. В процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет снижения интенсивности процесса отложений АСПО на внутренних стенках скважины, разрушения водонефтяной эмульсии и увеличения объёма отбора высоковязкой нефти из скважины. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения содержания асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Известен способ эксплуатации скважины (патент RU №2302513, МПК E21B 37/06, E21B 41/02, опубл. 10.07.2007, бюл. №19), включающий периодическую регулируемую подачу реагента в межтрубное пространство скважины дозировочным насосом, при подземном ремонте осложненной скважины кабель питания электродвигателя насоса меняют на кабель с капиллярной трубкой, который спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и осуществляют одновременный отбор нефти насосом и подачу химического реагента по капиллярной трубке, при этом подачу химического реагента осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины, для чего на конец капиллярной трубки кабеля присоединяют полиэтиленовую капиллярную трубку расчетной длины с помощью соединительного ниппеля с грузом-форсункой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, так как под действием реагента, подаваемого по капиллярной трубке, при отборе насосом высоковязкой нефти из карбонатных пород на приеме насоса и в колонне труб образуется стойкая водонефтяная эмульсия вследствие высокой обводненности (от 40 до 80%), что приводит к увеличению нагрузки на привод (колонны штанг) насоса и, как следствие, увеличению потребляемой электроэнергии на 1 м3 отобранной продукции (высоковязкой нефти);

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, так как водонефтяная эмульсия и АСПО, образующиеся на приеме насоса, забивают нижний конец капиллярной трубки, что приводит к отказу в подаче реагента;

- в-третьих, необходимость проведения подземного ремонта скважины (ПРС) при отказе подачи реагента по капиллярной трубке, а это ожидание ПРС и дополнительные затраты на ПРС, кроме того, как в ожидании, так и в процессе проведения ПРС отбор высоковязкой нефти не производится, что снижает объем отбора высоковязкой нефти из скважины.

Известен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины (патент RU №2494232, МПК E21B 43/00, опубл. 27.09.2013, бюл. №27), включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны НКТ, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне НКТ и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне НКТ и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство, обратную промывку горячей нефтью путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки горячей нефти по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну НКТ. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность эксплуатации добывающей скважины при высоких отклонениях максимальной и минимальной нагрузок от начальных значений (свыше 30%), потому что только промывкой горячей нефтью практически невозможно восстановить начальную нагрузку даже до 5% ниже начальных значений на колонну штанг (привод), поэтому колонна штанг практически постоянно работает под высокой нагрузкой и, как следствие, увеличивается потребляемая электроэнергия на 1 м3 отобранной продукции (высоковязкой нефти), что в конечном итоге приводит к зависанию колонны штанг и невозможности дальнейшего отбора высоковязкой нефти из скважины;

- во-вторых, низкое качество промывки, обусловленное наличием пакера, который не позволяет эффективно воздействовать как на колонну НКТ ниже пакера, включая нижний перфорированный патрубок, так и на призабойную зону пласта, ведь именно оттуда начинается процесс отложения АСПО и образования водонефтяной эмульсии, т.е. колонна НКТ промывается горячей нефтью только выше верхнего перфорированного патрубка;

- в-третьих, интенсификация (ускорение) процессов отложения АСПО и водонефтяной эмульсии на внутренних стенках колонны НКТ за счет одновременного подъема высоковязкой нефти по колонне НКТ и межтрубному пространству вследствие очень медленной скорости подъема высоковязкой нефти к устью скважины (скорость подъема по межтрубному пространству в 5-6 раз ниже скорости подъема по колонне НКТ);

- в-четвертых, снижение объемов отбора высоковязкой нефти из скважины, вследствие ускоренного отложения АСПО необходимо чаще выполнять периодические промывки скважины от АСПО и водонефтяной эмульсии, для чего необходимо останавливать скважину, привлекать бригаду ПРС, приподнимать насос из колонны НКТ и проводить промывку.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, качества промывки скважины горячей нефтью, а также снижение интенсивности процесса отложения АСПО и водонефтяной эмульсии на внутренних стенках скважины, увеличение объема отбора высоковязкой нефти из скважины.

Поставленные задачи решаются способом эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающим спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины с возможностью промывки.

Новым является то, что после приведения в работу штангового насоса в работу и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы, если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину, если от 5 до 30% от начальных значений, то останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство, нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза, после чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений, если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100% от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце и производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта, причем в процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений, после чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником.

На фиг. 1 схематично изображен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины.

На фиг. 2 схематично изображен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины при обратной промывке скважины.

На фиг. 3 схематично изображен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины в сочетании с ИВЧТА обработкой скважины.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

В скважину 1 (см. фиг. 1) спускают компоновку, состоящую снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка 2, штангового насоса 3 колонны НКТ 4, колонны штанг 5.

Приводят в работу штанговый насос 3 под действием перемещений (возвратно-поступательных) колонны штанг 5 с устья скважины 1, например, с помощью станка-качалки (на фиг. 1-3 не показан). Благодаря возвратно-поступательному перемещению колонны штанг 5 (см. фиг. 1) штанговый насос 3 подает высоковязкую нефть к устью скважины 1. Производится отбор высоковязкой нефти, например, вязкостью 100 МПа⋅с, из пласта 6 с высоковязкой нефтью по колонне НКТ 4 к устью скважины 1 и далее на сборный пункт при закрытой задвижке 7.

После начала отбора высоковязкой нефти из скважины 1 снимают динамограмму и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 5.

Например, начальные максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Pн.мах=3200 кг; Pн.мин=1416 кг.

Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины 1 с помощью штангового насоса 3 по колонне НКТ 4 и периодически, например, один раз в 5 сут снимают динамограммы, по результатам которых определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 5. Если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину 1.

Например, если через первые пять сут P1мах=3280 кг; P1мин=1380 кг

[(P1мах/Pн.мах)⋅100%]-100%=[(3280 кг/3200 кг⋅100%)]-100%=102,5%-100%=2,5%, условие 0<2,5%<5% выполняется,

100%-[(P1мин/Pн.мин)⋅100%]=100%-[(1380/1416⋅100%)]=100%-97,4%=2,6%, условие 0<2,6%<5% выполняется, то продолжают эксплуатацию добывающей высоковязкую нефть скважины 1 еще 5 сут до следующего снятия динамограмм.

Если по результатам снятых динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 5 до 30% от начальных значений, например, максимальная и минимальная нагрузки составляют P2мах=3720 кг; P2мин=1210 кг, тогда [(P2мах/Pн.мин⋅100%)]-100%=[(3720кг/3200кг⋅100%)]-100%=116,25%-100%=16,25%, условие выполняется 5%<16,25%<30%.

100%-[(P2мин/Pн.мин)⋅100%]=100%-[(1210/1416⋅100%)]=100%-85,45%=14,55%, условие выполняется 5%<14,55%<30%, то останавливают штанговый насос 3 (см. фиг. 2) (отключают привод - колонну штанг 5) и производят обратную промывку скважины 1 закачкой насосным агрегатом 8, например, ЦА-320, горячей нефти через открытую задвижку 7 в межколонное пространство 9 скважины 1, нижний перфорированный патрубок 2 по колонне НКТ 4, через открывающиеся под действием гидравлического давления снизу нагнетательный и всасывающий клапаны (на фиг. 1-3 показаны условно) штангового насоса 3 в желобную емкость 10 (см. фиг. 2).

Обратную промывку горячей нефтью ведут до снижения гидравлического давления в межколонном пространстве в 1,5 раза, например, в начале промывки давление закачки на манометре насосного агрегата 7 составляло 7,5 МПа, при этом в процессе промывки гидравлическое давление снизилось до 5,0 МПа, т.е. 7,5 МПа /5 МПа=1,5. После чего закрывают задвижку 7 и отсоединяют насосный агрегат 8 от межколонного пространства 9 скважины 1.

Повышается качество промывки горячей нефтью всей компоновки, спущенной в скважину 1, а также призабойной зоны пласта за счет отсутствия пакера, ограничивающего промывку призабойной зоны пласта 6 с высоковязкой нефтью и нижней части компоновки, как описано в прототипе, при этом промывка горячей нефтью происходит от пласта 6 с высоковязкой нефтью, что эффективно противодействует процессу отложения АСПО и образования водонефтяной эмульсии в скважине.

Увеличивается объем отбора высоковязкой нефти из скважины 1, так как за счет повышения качества промывки сокращается количество периодических промывок, а значит, увеличивается время отбора высоковязкой нефти из скважины 1.

После чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений, например, P3мах=3300 кг; P3мин=1370 кг, тогда [(P3мах/Pн.мин)⋅100%]-100%=[(3300 кг/3200 кг⋅100%)]-100%=103,13%-100%=3,13%, условие 0<3,13%<5% выполняется.

100%-[(P3мин/Pн.мин)⋅100%]=100%-[(1370/1416⋅100%)]=100%-96,8%=3,2%, условие 0<3,2%<5% выполняется, таким образом продолжают дальнейшую эксплуатацию добывающей высоковязкую нефть скважины.

Если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30% до 100% от начальных значений, например, P1мах=4540 кг; P1мин=780 кг, тогда [(P1мах/Pн.мах)⋅100%]-100%=[(4540 кг/3200 кг⋅100%]-100%=141,8%-100%=41,9%, условие выполняется 30%<41,9%<100%,

100%-[(P1мин/Pн.мин)⋅100%]=100%-[(780/1416⋅100%)]=100%-55,1%=44,9%, условие выполняется 30%<44,9%<100%, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом 3 (см. фиг. 3), спускают через эксцентричное отверстие 11, выполненное в планшайбе скважины 1, предварительно отвернув пробку (на фиг. 1-3 показана условно), в межколонное пространство 9 скважины 1 геофизический кабель 12 с наконечником 13 на конце посредством геофизического подъемника 14 для проведения ИВЧТА обработки скважины 1.

В качестве геофизического кабеля 12 используют стандартный грузонесущий геофизический кабель простой конструкции.

Далее включают станцию управления (на фиг. 1-3 не показана), находящуюся в геофизическом подъемнике 14, и производят ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта 6, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины 1 штанговым насосом 3 посредством возвратно-поступательных перемещений колонны штанг 5 (привода).

В процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значений максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений, при этом исключается зависание колонны штанг 5 при ее возвратно-поступательном перемещении.

Например, через 12 ч после начала ИВЧТА обработки скважины 1 снимают динамограмму (в третий раз), при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют: P3мах=3270 кг; P3мин=1395 кг, тогда [(P3мах/Pн.мах)⋅100%]-100%=[(3270 кг/3200 кг⋅100%)]-100%=102,18%-100%=2,18%, условие выполняется 0<2,18%<5%,

100%-[(P3минн.мин)⋅100%]=100%-[(1395/1416⋅100%)]=100%-98,5%=1,5%, условие выполняется 0<1,5%<5%. Таким образом, видно, что отклонения в процентом соотношении максимальной и минимальной нагрузок до и после ИВЧТА обработки скважины 1 не превышают 5%.

После непрерывной в течение 12 ч ИВЧТА обработки скважины 1 ее прекращают и посредством геофизического подъемника 14 извлекают из межколонного пространства 9 скважины 1 геофизический кабель 12 с наконечником 13, закрывают эксцентричное отверстие 11 планшайбы скважины 1 пробкой (см. фиг. 1).

Повышается эффективность добычи высоковязкой нефти за счет применения ИВЧТА обработки в тех случаях, когда невозможно периодическими промывками восстановить максимальную и минимальную начальные нагрузки на колонну штанг 5, что позволяет:

- предотвратить образование отложений АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии в процессе отбора высоковязкой нефти на приеме штангового насоса 3 и внутри колонны НКТ 4;

- улучшить гидродинамический режим работы скважины в целом за счет увеличения подвижности высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта и уменьшения трения в лифте скважины за счет акустического влияния, уменьшения вязкости и плотности скважинной среды за счет повышения температуры и разрушения эмульсии, создающих дополнительную депрессию на пласт.

Все работы при реализации предлагаемого способа осуществляются «бесподходным» методом, т.е. не требуют привлечения бригад подземного или капитального ремонта и остановки скважины при отборе высоковязкой нефти.

Применение ИВЧТА обработки в отличие от промывки повышает качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии.

После проведения ИВЧТА обработки скважины восстанавливается нагрузка на колонну штанг 5 (привод), что снижает потребляемую электроэнергию на 1 м3 отобранной продукции (высоковязкой нефти).

ИВЧТА обработка основана на совместном облучении тепловым и акустическим полями, для чего в ствол скважины спускают, например, со скоростью 0,5 м/с, наконечник 13 (термоакустический излучатель), соединенный геофизическим кабелем 12 с наземным ультразвуковым генератором мощностью 4-30 кВт в диапазоне частот 5-16 кГц. Одновременное распространение этих полей в продуктивном пласте 6 способствует многократному увеличению его эффективной температуропроводности и очистке призабойной зоны. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. В зоне воздействия снижается вязкость нефти, разрушаются и выносятся при последующей эксплуатации отложения АСПО. В результате применения ИВЧТА обработки осуществляется термическое и вибромеханическое (акустическое) воздействие по всему тракту размещения геофизического кабеля на глубину скважины за счет передачи по нему сверхмощных и коротких высокочастотных импульсов, режима генерирования и передачи высокоплотной и высокочастотной энергии по кабелю в виде коротких высокочастотных и мощных импульсов на глубину скважины.

Во время передачи мощных импульсов вследствие высокой частоты изменения тока в них и поверхностного экранного эффекта происходит выделение тепла в металле колонны НКТ 4 по типу индукционного высокочастотного нагрева, а из-за высокого уровня мощности и возникновения ударных электродинамических сил создается по всему тракту передачи упругая механическая волна в металле колонны НКТ 4 и тем самым осуществляется высокочастотное виброакустическое воздействие на высоковязкую нефть, находящуюся внутри колонны НКТ 4.

Предлагаемый способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины позволяет:

- повысить эффективность добычи высоковязкой нефти;

- повысить качество промывки высоковязкой нефтью;

- снизить интенсивность процессов отложения АСПО и водонефтяной эмульсии на внутренних стенках скважины;

- увеличить объем отбора высоковязкой нефти из скважины.

Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины с возможностью промывки, отличающийся тем, что после приведения в работу штангового насоса в работу и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы, если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину, если от 5 до 30% от начальных значений, останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство, нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза, после чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений, если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100% от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце и производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта, причем в процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений, после чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей.

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано для измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для заблаговременной дегазации угольных пластов любой стадии метаморфизма, а также других полезных ископаемых, подлежащих или находящихся в разработке подземным (шахтным) способом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в телеметрических системах в качестве устройства для передачи измеренной забойной информации в процессе бурения по гидравлическому каналу связи на поверхность.

Изобретение относится к оборудованию для освоения и ремонта нефтяных и газо-конденсатных скважин и предназначено для повышения нефтеотдачи нефтяных и газо-конденсатных пластов при эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти и промышленных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше - пакером, установленным выше пласта, седло и сваб, установленные в колонне НКТ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг. Приводят в работу штанговый насос под действием перемещений колонны штанг, подают высоковязкой нефть к устью скважины по колонне НКТ и проводят отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ с возможностью прямой промывки. После приведения в работу штангового насоса и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы. Если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5 от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину. Если отклонение составляет от 5 до 30 от начальных значений, то останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство в нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза. После чего производят повторное снятие динамограммы. Определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5 от начальных значений. Если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100 от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце. Производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта. В процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5 от начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет снижения интенсивности процесса отложений АСПО на внутренних стенках скважины, разрушения водонефтяной эмульсии и увеличения объёма отбора высоковязкой нефти из скважины. 3 ил.

Наверх