Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта



Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта
Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта

Владельцы патента RU 2656255:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов. Способ включает спуск колонны НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта. Производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м. На каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения. Пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта. Не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин. Сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, затем все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта. По окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину. Обеспечивается повышение эффективности обработки призабойной зоны карбонатного пласта; повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа, снижение материальных затрат на реализацию способа. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов.

Известны способы перфорации скважин с использованием гидромеханических перфораторов многоразового использования, которые устанавливаются в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Они могут иметь различные типы и формы рабочих органов с гидромониторными каналами и насадками, которые обеспечивают гидродинамический размыв каверн в заколонном пространстве скважины высокоскоростными струями рабочей жидкости, описанные в патентах: ''Устройство для создания перфорационных каналов глубокого проникновения в нефтяных и газовых скважинах'' (RU №2403380, МПК Е21В 43/114, опубл. 10.11.2010 г., Бюл. №31) или ''Гидромеханический щелевой перфоратор (варианты)'' (патент RU №2247226, МПК Е21В 43/112, опубл. 27.02.2005 г., Бюл. №6).

Общими недостатками способов с использованием указанных устройств являются:

- ухудшение фильтрационных свойств пласта, так как при размыве каверн частицы цементного камня и горной породы (кольматант) устремляются вглубь пласта и забивают флюидопроводящие каналы;

- недостаточная эффективность обработки призабойной зоны пласта, так как после образования каверн не проводится кислотная обработка размытых каверн через гидромониторные каналы перфоратора.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидромеханической перфорации скважин на депрессии (патент RU №2612702, МПК Е21В 43/114, опубл. 13.03.2017 г., Бюл. №8), при котором осуществляют спуск в эксплуатационную колонну закрепленных на колонне НКТ струйного насоса, пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, устанавливают пакер в эксплуатационной колонне с последующим вскрытием эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с формированием перфорационных отверстий пробойниками перфоратора, осуществляют размыв каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, извлекают кольматант из ПЗП путем создания депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве. Вскрытие эксплуатационной колонны осуществляют в два этапа, при этом на первом этапе осуществляют формирование технологических перфорационных отверстий без размыва каверн, затем на втором этапе осуществляют формирование перфорационных отверстий, через которые производят размыв каверн, одновременно с которым осуществляют создание депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве и извлечение кольматанта через технологические перфорационные отверстия.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность обработки ПЗП, обусловленная тем, что после размыва каверн не производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это не позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта через каверны в скважину;

- низкое качество очистки ПЗП, т.е. лишь частичное извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн с использованием струйного насоса без освоения скважины;

- низкая надежность реализации способа, связанная с возможной негерметичной посадкой пакера или потерей герметичности пакера в процессе реализации способа;

- высокие материальные затраты на реализацию способа: необходимо дополнительно использовать пакер и струйный насос.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности обработки и качества очистки ПЗП, а также повышение надежности реализации способа и снижение материальных затрат на реализацию способа.

Поставленные технические задачи решаются способом перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора.

Новым является то, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойников перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.

На фиг. 1-5 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

На устье скважины на нижний конец колонны НКТ 1 (см. фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: прокалывающий гидромеханический перфоратор 2, циркуляционный клапан 3 и свабный ограничитель 4. При этом выполняется условие:

D1>d2>d3,

где d1 - диаметр гидравлического канала прокалывающего гидромеханического перфоратора 2, мм;

d2 - внутренний диаметр циркуляционного клапана 3, мм;

d3 - внутренний диаметр свабного ограничителя 4, мм.

В качестве прокалывающего гидромеханического перфоратора используют любое известное устройство, позволяющее последовательно проводить проколы в эксплуатационной колонне с помощью пробойника и размыв каверн через гидромониторные каналы, выполненные в этом же пробойнике. Например, используют устройство для создания перфорационных каналов в скважине, описанное в патенте RU №2487990, МПК Е21В 43/114, опубл. 20.07.2013 г., Бюл. №20.

Спускают компоновку на колонне НКТ 1 в эксплуатационную колонну 5 (см. фиг. 1 и 2) так, чтобы резцы (пробойники) 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 находились на расстоянии а=0,2 м выше подошвы 7 продуктивного пласта 8 высотой Н (см. фиг. 2 и 3).

Далее производят вскрытие эксплуатационной колонны 5 в интервале продуктивного пласта 8, при этом производят ступенчатую гидромеханическую перфорацию с намывом каверн снизу вверх продуктивного пласта 8 с шагом h=0,2 м.

Для этого на каждой ступени в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 (см. фиг. 2) ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, например с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан), при этом пробойники 6' и 6'' (см. фиг. 2) гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 выдвигаются радиально наружу, прокалывают два симметричных отверстия 9' и 9'' в эксплуатационной колонне 5, расположенные под углом 180° в интервале продуктивного пласта 8.

Ступенчатый подъем давления 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения позволяет произвести проколы (два симметричных отверстия 9' и 9'') в эксплуатационной колонне 5 без резких скачков давления, что снижает нагрузку на оборудование, используемое в процессе реализации способа.

Затем, не извлекая пробойники 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 из перфорационных отверстий 9' и 9'', в эксплуатационной колонне 5 через гидромониторные каналы 10' и 10'' пробойников 6' и 6'' при закрытой затрубной задвижке 11 производят размыв каверн 12' и 12'' рабочей жидкостью при давлении 15,0 МПа в течение 15 мин. В качестве рабочей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.

После чего сбрасывают давление в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 до нуля.

Далее вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта 8, поднимая компоновку относительно эксплуатационной колонны на расстояние h=0,2 м на каждой ступени (см. фиг. 3).

Например, высота Н продуктивного пласта 8 составляет 2 м. Тогда, учитывая ступенчато шаг h=0,2 м и расстояние от подошвы 7 продуктивного пласта 8, равный а=0,2 м, получим: (Н-a)/h=(2-0,2)/0,2=9 проколов по два симметричных отверстия по высоте продуктивного пласта 8.

Таким образом, получаем ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9 n'' и 9 n'' (см. фиг. 3) в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' по высоте продуктивного пласта 8.

По окончании ступенчатой гидромеханической перфорации с намывом каверн производят обработку продуктивного пласта и извлекают продукты реакции.

Для этого открывают затрубную задвижку 11 и доспускают колонну НКТ 1 (см. фиг. 4) в эксплуатационную колонну 5 так, чтобы циркуляционный клапан 3 (см. фиг. 1 и 4) находился посередине (Н/2) продуктивного пласта 8.

Далее в колонну НКТ сбрасывают шар 13, создают давление в колонне НКТ 1 с помощью насосного агрегата, например до 7,0 МПа, до разрушения срезного винта 14, крепящего втулку 15 к циркуляционному клапану 3. В результате втулка 15 из циркуляционного клапана 3 перемещается вниз вместе с шаром 13 до упора в верхний торец гидромеханического прокалывающего перфоратора 2, при этом открываются отверстия 16 в циркуляционном клапане 3.

Далее при открытой затрубной задвижке 11 закачивают в колонну НКТ 1 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта.

Например, как указано выше, при высоте продуктивного пласта 8, равной Н=2 м, закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в колонну НКТ 1 в объеме: 1,5 м3⋅2=3 м3.

Закрывают затрубную задвижку 11 и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты технологической жидкостью, например в объеме 3,8 м, по колонне НКТ 1 через отверстия 16 циркуляционного клапана 3 и через ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9n' и 9n'' в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' в призабойную зону карбонатного продуктивного пласта 8.

В качестве технологической жидкости применяют, например, сточную воду плотностью 1000 кг/м3. Оставляют скважину на реагирование, например на 8 ч.

Затем в колонну НКТ 1 спускают сваб 17 на геофизическом кабеле 18 (см. фиг. 5) и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину спуском сваба 17 на геофизическом кабеле 18 до свабного ограничителя 4 в двух объемах скважины, например 30 м3.

Повышается эффективность обработки ПЗП, так как после размыва каверн производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта, подвергшихся кислотной обработке через каверны в скважину.

Повышается качество очистки ПЗП, так как извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн осуществляется свабированием и освоением скважины, что позволяет улучшить приток флюида в скважину.

Повышается надежность реализации способа, так как при реализации способа исключается применение пакера и связанная с ним негерметичная посадка в процессе реализации способа.

Снижаются материальные затраты на реализацию способа, так как при его реализации не нужно использовать пакер и струйный насос.

Предлагаемый способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность обработки призабойной зоны карбонатного пласта;

- повысить качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта;

- повысить надежность реализации способа;

- снизить материальные затраты на реализацию способа.

Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, отличающийся тем, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области освоения нефтяных и газовых скважин. Способ включает в себя спуск в скважину установки электроцентробежного насоса и кабеля, соединяющего установку со станцией управления, создание депрессии и подъем жидкости глушения из продуктивного пласта.

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для комплексного воздействия на продуктивный пласт. Устройство для комплексной обработки скважин содержит ротор и статор с отверстиями, подшипниковый узел.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к скважинным струйным установкам, и предназначено для добычи пластовых флюидов из скважин с одновременным интенсифицирующим воздействием на прискважинную зону продуктивного пласта.

Предложены системы и способ для расположения устройства изоляции внутри многоствольной скважины для изолирования рабочего ствола скважины от других стволов скважины в системе скважины.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам освоения и воздействия на околоствольную зону скважин. Устройство для освоения, обработки и исследования скважин содержит связанный с колонной труб корпус с радиальными каналами, пакер, струйный насос, по меньшей мере, один циркуляционный канал, по меньшей мере один продольный канал, нижняя часть которого соединена с подпакерным пространством скважины, установленный в циркуляционном канале внутри корпуса с возможностью продольного перемещения дифференциальный запорный элемент с осевым каналом и радиальными окнами, уплотнительные элементы для герметизации запорного элемента, обратные клапаны, один из которых установлен в канале подвода активной среды струйного насоса, соединенном одним из радиальных каналов корпуса с затрубным пространством, другой клапан расположен в верхней части продольного канала, соединенной с входом в камеру смешения струйного насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а также к области эксплуатации подземных вод водозаборными скважинами. Для осуществления способа щелевой гидропескоструйной перфорации определяют местоположения резов, спускают в скважину гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом, подают в перфоратор абразивную жидкость, перфорируют хотя бы один рез на двух режимах, перекрывают каналы струйных насадок перфоратора, промывают скважину и поднимают гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для создания перфорационных каналов в открытом продуктивном пласте. Перфоратор состоит из разъемного корпуса, механизма управления в виде полого штока с кольцевым поршнем, седла с клапаном, силового поршня, зонда и отклонителя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть использована при строительстве и ремонте скважин различного назначения, в том числе скважин, предназначенных для добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин различного назначения, в том числе скважин, предназначенных для добычи нефти и газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для направленного вскрытия продуктивного пласта в горизонтальной скважине с обсадной колонной и проведения гидравлического разрыва пласта.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а именно к прокалывающим гидроклиновым перфораторам. Перфоратор состоит из корпуса (К) 1 и установленных в первом и втором вариантах последовательно внутри него в верхней части механизма прокалывания и ниже него одного или более плунжеров 2.

Изобретение относится к устройствам для создания щелевых отверстий в обсадных колоннах, цементном камне и горной породе. Гидропескоструйный перфоратор содержит корпус с отверстиями, в которых установлены струйные насадки, размещенную в корпусе подвижную втулку, связанную с запорным элементом, соединенным с подвижным стержнем, седло запорного элемента, установленное в патрубке, соединенном с корпусом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем конце колонны труб, закачку по колонне труб жидкости разрыва при открытой центральной задвижке, создание давления разрыва пласта с образованием трещины и крепление трещины проппантом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Устройство содержит корпус, соединительную муфту, посредством которой устройство соединено с насосно-компрессорной трубой, клин с по меньшей мере одним пазом, гидроцилиндры, по меньшей мере один рабочий орган с гидромониторным каналом, размещенным в пазу опоры и клина с возможностью перемещения в пазу клина вдоль него, второй гидроцилиндр, расположенный над первым гидроцилиндром, клин установлен над поршнем второго гидроцилиндра, на котором закреплена опора рабочего органа, подпоршневые полости обоих гидроцилиндров сообщены посредством трубок с гидромониторным каналом рабочего органа и надклиновой полостью подачи рабочей жидкости, фильтр, установленный во внутренней полости соединительной муфты и отделяющий внутреннее трубное пространство от надклиновой полости.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для создания перфорационных каналов в открытом продуктивном пласте. Перфоратор состоит из разъемного корпуса, механизма управления в виде полого штока с кольцевым поршнем, седла с клапаном, силового поршня, зонда и отклонителя.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2017-08-01 2018-06-11T01:31:54
Наверх