Устройство для интенсификации добычи нефти

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.

 

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

Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г. в бюл. №24), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая функциональная возможность отключателя потока, так как он позволяет отключать поток жидкости только из нижних отверстий и не позволяет отключить поток жидкости из верхних отверстий (при обводнении продукции скважины сверху);

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин;

- в-третьих, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, и любым известным способом (например, с привлечением геофизического подъемника или насосного агрегата) переместить кольцевую втулку вниз потока и отключить поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давления в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

- в-пятых, извлечение насоса из скважины, привлечение геофизического подъемника или насосного агрегата для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2422422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г. в бюл. №20), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше уплотнительного элемента пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше уплотнительного элемента пакера и нижним рядом отверстий сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая надежность в работе, связанная с наличием разрушающих элементов, фиксирующих поршень в корпусе в конструкции устройства, срезающихся при расчетной нагрузке, при этом невозможность создания расчетной нагрузки (наклонный ствол, сползание пакера при разгрузке колонны труб на устройство) и/или просчеты при определении диаметра разрушающих элементов могут привести к отказу устройства в работе;

- во-вторых, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, сбросить шар в колонну труб, создать необходимое давление с привлечением насосного агрегата для срезания штифтов кольцевой втулки и ее перемещения вниз и перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе;

- в-третьих, извлечение скважинного насоса из скважины, привлечение насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давление в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства в работе и повышение надежности его работы, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.

Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение.

Новым является то, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом, поочередно сообщающим отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня.

На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.

На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.

На фиг. 3 изображено сечение Б-Б устройства.

Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну труб 2, пакер 3 с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями 6, 7, 8, 9, сообщающимися соответственно с надпакерным 10 и подпакерным 11 пространствами скважины 1. Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 12, жестко соединенная с колонной труб 2.

Сверху труба 12 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 12 жестко соединена с поршнем 13. Труба 12 с поршнем 13 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 заглушен снизу, а отверстия 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1 и 2) в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях 14′, 14″, 14′′′ по периметру полого корпуса 5. Например, отверстия 6, 7, 8, 9 в полом корпусе 5 отключателя потока 4 выполняют диаметром 25 мм.

В первой вертикальной плоскости 14′ выполнено два отверстия 6 и 7, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера 3, во второй вертикальной плоскости 14″ ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 8, а в третьей вертикальной плоскости 14′′′ выше уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 9.

Поршень 13 оснащен вырезом 15 (см. фиг.2), например, выполненным в виде сегмента с шириной, большей диаметра отверстий 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1), равной 25 мм, в полом корпусе 5 отключателя потока 4, например, выполняют: ширина - а выреза 15 составляет: a=35 мм.

Вырез 15 (см. фиг.1 и 2) поршня 13 поочередно сообщает отверстия (6 и 7), (8), (9) соответствующих вертикальных плоскостей 14′, 14″, 14″ с внутренним пространством 16 трубы 12 при осевом и вращательном перемещении колонны труб 2 с поршнем 13 относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 внутри снизу снабжен наружным продольным пазом 17, например, длиной, равной: b=0,3 м (см. фиг.1). Поршень 13 в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками 18′, 18″, 18″ (см. фиг.1 и 3), расположенными под углом 120° между собой по периметру поршня 13 длиной c=0,4 м.

Полый корпус 5 отключателя потока 4 своим наружным продольным пазом 17 имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″ поршня 13.

Ширина - e наружного продольного паза 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.3) меньше ширины f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″, выполненных в поршне 13, например, ширина осевого паза 17: e=6 мм, а ширина f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18′′′: f=10 мм, т.е. (e<f).

Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевым уплотнением 19.

Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.

Устройство на колонне труб 2 (см. фиг.1) спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска колонны труб 2 в скважину ее выше предлагаемого устройства оснащают насосом (на фиг.1, 2, 3 не показано) любой известной конструкции, например, электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг.1) между верхними и нижними интервалами перфорации (на фиг.1, 2, 3 не показано) продуктивного пласта.

Устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг.1, 2 и 3) так, чтобы вырез 15 поршня 13 находился напротив отверстий 6 и 7 вертикальной плоскости 14′, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 должен находиться во внутренней продольной проточке 18′ поршня 13.

Продукция из скважины 1 (см. фиг.1) поступает в устройство как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 11 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 6 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, так и из верхней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 10 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12.

Во внутреннем пространстве 16 трубы 12 продукция из надпакерного 10 и подпакерного 11 пространств смешивается и поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность. В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 10 выше уплотнительного элемента пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 11 ниже уплотнительного элемента пакера 3, например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней (надпакерного пространства 10 скважины 1) или нижней (подпакерного пространства 11 скважины 1) водонасыщенной части пласта.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта из начального положения с устья скважины приподнимают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.1 и 2) выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.

Далее поворачивают колонну труб 2 с устья против часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 9, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 в третьей вертикальной плоскости 14′′′, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит во внутреннюю продольную проточку 18′′′ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4. В результате поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из подпакерного 11 пространства скважины, отключается.

Далее поток продукции поступает только из верхней зоны перфорации (верхней необводненной зоны пласта), то есть из надпакерного пространства 10 скважины 1, через отверстие 9 полого корпуса 5 отключателя потока 4 вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Для отключения верхней водонасыщенной части пласта с устья скважины из начального положения приподнимают колонну труб 2 (см. фиг.1 и 3) и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.

Далее поворачивают колонну труб 2 с устья по часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 8, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 во второй вертикальной плоскости 14″, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит в внутреннюю продольную проточку 18″ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4.

В результате поток продукции из верхней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из надпакерного пространства 10 скважины отключается.

Далее поток продукции поступает только из нижней зоны перфорации (нижний необводненной зоны пласта), то есть из подпакерного пространства 11 скважины 1, через отверстие 8 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта.

Предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти имеет простую конструкции в работе, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, также исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины, а это позволяет сократить материальные и финансовые затраты в работе устройства, а за счет исключения разрушающих элементов, срезающихся при расчетной нагрузке, из конструкции устройства при отключения потока жидкости из надпакерного пространства (верхних интервалов перфорации) скважины повышается надежность устройства в работе.

Кроме того, предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти позволяет расширить функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым и вращательным перемещением колонны труб с устья скважины.

Устройство для интенсификации добычи нефти, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение, отличающееся тем, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом с возможностью поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

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

Группа изобретений относится к скоростным подъемным колоннам и к устройствам, системам и способам, относящимся к использованию скоростных подъемных колонн. Способ установки скоростной подъемной колонны включает пропуск скоростной колонны в скважину, вхождение ключа для взаимодействия с непроходимостью во взаимодействие с непроходимостью ниппеля, выдвижение взаимодействующего с профилем ключа на скоростной колонне для взаимодействия с соответствующим стопорным профилем в стенке ствола скважины и поддержки таким образом скоростной колонны.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров - водозаборных.

Изобретение относится к технологиям добычи и применения глубокозалегающих подземных пластовых рассолов, обладающих, как правило, не только гидроминеральным потенциалом, в особенности промышленными концентрациями полезных компонентов для прямого использования или последующей переработки в товарные продукты, но и тепловым потенциалом, пригодным для использования по энергетическому назначению.

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

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче скважинной жидкости на нефтяных месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности температурного воздействия на добываемую скважинную жидкость.

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. По способу осуществляют установку извлекаемого клина-отклонителя. Затем осуществляют фрезерование окна в обсадной колонне. Из основного ствола осуществляют бурение бокового ствола. Бурение бокового ствола осуществляют со спуском обсадной колонны, ее сплошным цементированием, перфорацией и обеспечением необходимой надежности крепления в области зарезки бокового ствола. При этом исключают заколонные перетоки газожидкостной смеси. Для этого после фрезерования окна в обсадной колонне вырезают цементное кольцо и прилегающую породу в направлении бурения бокового ствола с образованием каверны диаметром, превышающим диаметр бокового ствола. Заливают каверну герметизирующим твердеющим составом и бурят боковой ствол через каверну. Размещают глубинно-насосное оборудование в основном стволе и осуществляют отбор нефти с забоя основного и бокового стволов. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин. Технический результат - повышение эффективности способа за счет устранения условий набухания глин, содержащихся в продуктивном пласте, при прокладке радиального ствола в низкопроницаемых терригенных отложениях из влагонабухающих глин. По способу в обводнившейся части пласта первоначально проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В необводненной части пласта проводят геофизические исследования. Определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. На колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку со сквозным каналом. Ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта. В скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку с винтовым забойным двигателем, гибким валом и фрезой. Прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием раствора на углеводородной основе. Извлекают из скважины фрезерующую оснастку. Спускают в скважину гидромониторную насадку до выходного отверстия направляющей компоновки. Размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и горную породу с образованием радиального ствола. Через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом с образованием каверны. Извлекают из скважины гибкую трубу с гидромониторной насадкой. Поворачивают направляющую компоновку, например, на 180 градусов и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола. Приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов. До верхних радиальных стволов скважины спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов. Скважину вводят в эксплуатацию. 3 пр., 6 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи. Сущность изобретения: способ включает разрушение массива гидратсодержащего коллектора высоконапорными струями воды, формирование из разрушенного материала пульпы в придонном объеме, покрываемом куполом, подъем пульпы, содержащей газ и газогидрат, на плавучее основание по трубопроводу и разделение пульпы на газ, воду и твердый материал с переводом газа в состояние, пригодное для перевозки. Согласно изобретению осуществляют преобразование массива гидратсодержащего коллектора в мелкодисперсную суспензию «твердое тело - жидкость» с крупностью частиц газогидрата 10-20 мкм. Для этого воздействуют на него струями высокого давления, формируемыми в придонном объеме, покрываемом куполом. Кроме того, объем пульпы, формируемой в этом объеме, обрабатывают ультразвуком с параметрами, вызывающими в ней кавитационные эффекты. Гидратсодержащую суспензию формируют с содержанием в ней дисперсной фазы газогидрата до 20-25%. Производительность средств разрушения массива гидратсодержащего коллектора регулируют пропорционально давлению в трубопроводе на его придонном участке. Ледяную пульпу, формируемую при диссоциации газогидрата, используют для охлаждения компримируемого газа - продукта диссоциации газогидратной пульпы. 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов и может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее полимеров, содержащихся в буровом растворе. Согласно заявленному предложению высушивают раствор полимера до полного испарения воды. Нагревают полимер, образовавшийся после сушки раствора полимера, и определяют диапазон температур активного разложения полимера при заданном темпе нагрева, а также степень разложения полимера в этом диапазоне температур. Высушивают, проводят термический анализ в диапазоне температур, включающем диапазон температур активного разложения полимера, и вычисляют потерю массы навески образца пористой среды и навески такого же образца пористой среды после прокачки раствора полимера. На основе полученных значений определяют весовую концентрацию полимера, проникшего в пористую среду. Технический результат - повышение точности получаемых данных и экспрессности проведения анализа. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы. Технический результат - сокращение времени выявления возможных перетоков углеводородов из месторождения в вышележащие пласты-коллекторы из-за нарушения герметичности его покрышки и заколонных пространств скважин для принятия мер по их ликвидации и предотвращению возможных выбросов на поверхность земли. По способу определяют геологическое строение среды в районе месторождения. Выявляют потенциальные пласты-коллекторы в разрезе горных пород выше месторождения, направления их поднятия - восстания и пространственной ориентации систем субвертикальных трещин. Сооружают эксплуатационные и наблюдательные скважины со вскрытием последними пластов-коллекторов выше месторождения. Проводят термобарические исследования в эксплуатационных скважинах и определяют состав пластовых флюидов во всех скважинах. Фиксируют разгерметизацию месторождения по результатам данных исследований. Наблюдательные скважины сооружают вблизи от скважин, предназначенных для контроля за герметичностью их заколонных пространств и месторождения, в направлении ориентации субвертикальных трещин и восстания потенциальных пластов-коллекторов выше месторождения. В этих скважинах определяют изменение термобарических параметров в интервалах глубин залегания пластов-коллекторов в режиме реального времени. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации месторождений за счет максимально полной утилизации и использования попутного нефтяного газа. Способ включает утилизацию попутного нефтяного газа - ПНГ в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением ПНГ на сухой отбензиненный газ - СОГ и сухой газовый конденсат ПНГ. Способ предусматривает раздельную доставку СОГ и газового конденсата ПНГ трубопроводным транспортом к пунктам их аккумулирования, переработки и использования. При этом доставку СОГ и газового конденсата ПНГ трубопроводным транспортом осуществляют к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и частичного использования. Эти пункты размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов. В промежуточных пунктах производят ожижение СОГ и выработку из него сжиженного природного газа - СПГ для поставки местным потребителям. Газовый конденсат ПНГ подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей. Получаемые на промежуточных пунктах СПГ и сухой газовый конденсат ПНГ аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах. Из этих хранилищ автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации, с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров доставляют на региональный газоперерабатывающий завод-комплекс. На этом заводе из газового конденсата ПНГ вырабатывают автомобильное пропанобутановое топливо и авиационное сконденсированное топливо - АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов - ШФЛУ, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов и самолетов-танкеров. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины за счет непрерывности удаления жидкости, уменьшения расхода газа и энергозатрат. По способу осуществляют непрерывный спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Подают газ в затрубное пространство скважины. Одновременно подают газ в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Удаляют жидкость глушения на дневную поверхность по гибкой трубе. Подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают с заданной скоростью. Скорость спуска гибкой трубы и минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти. По способу осуществляют гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки. Сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост с расчетной длиной. Эту длину подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине гидроразрыва при снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины. В состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр. При эксплуатации скважины противопесочный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта. Осуществляют отбор жидкости. Уровень жидкости при отборе жидкости - эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса. 1 пр.

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