Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

 

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, а также для эксплуатации скважины с поглощающим пластом.

Известен способ снижения АСПО (патент RU №2302513, МПК Е21В 37/06, Е21В 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 действия реагента, подаваемого по капиллярной трубке, так как 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 единицу (м3) отобранной продукции (высоковязкой нефти);

- во-вторых, низкая надежность, так как водонефтяная эмульсия, образуемая на приеме насоса, забивает нижний конец капиллярной трубки, что приводит к отказу в подаче реагента;

- в-третьих, проведение 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.

Также известен способ снижения АСПО (патент РФ №2379495, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины. Добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт, причем в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины. Устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт включает скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенный на колонне НКТ. Колонна НКТ снабжена пакером выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине, герметично разделяющим межколонные пространства скважины, при этом ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос, причем колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность, так как часть добытой разогретой продукции (высоковязкой нефти) из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта в процессе обратной закачки; кроме того, на устье необходимо иметь устройство подогрева уже поднятой на поверхность высоковязкой нефти, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт; все это снижает темп отбора продукции из пласта;

- во-вторых, низкая надежность из-за выделения асфальтеносмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и отложений водонефтяной эмульсии на внутрискважинном оборудовании выше насоса вследствие остывания высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем в процессе подъема по колонне НКТ; это приводит к повышению нагрузки на привод насоса и его зависанию;

- в-третьих, высокие тепловые потери вследствие того, что штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины (патент RU №2494232, МПК Е21В 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 и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну НКТ.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность, обусловленная необходимостью периодической промывки скважины от АСПО и водонефтяной эмульсии, для чего необходимо останавливать скважину, привлекать бригаду ПРС, приподнимать насос из колонны НКТ и проводить промывку; все это снижает объемы отбора высоковязкой нефти из скважины;

- во-вторых, низкое качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии промывкой, так как при добыче высоковязкой нефти из карбонатных пород на приеме насоса и в колонне труб образуется стойкая водонефтяная эмульсия вследствие высокой обводненности (от 40 до 80%), которая тяжело поддается очистке промывкой;

- в-третьих, невозможность после промывки восстановления нагрузки на колонну штанг (привод), поэтому колонна штанг практически постоянно работает под высокой нагрузкой и, как следствие, это увеличение потребляемой электроэнергии на единицу (м3) отобранной продукции (высоковязкой нефти), что в конечном итоге приводит к зависанию колонны штанг;

- в-четвертых, невозможность реализации способа в скважине с поглощающим пластом, так как нельзя произвести промывку скважины ввиду поглощения промывочной жидкости пластом, для чего необходимо извлекать все внутрискважинное оборудование из скважины и вывозить в цех производственного обслуживания для очистки оборудования от АСПО и водонефтяной эмульсии.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет увеличения добычи высоковязкой нефти, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса при добыче высоковязкой нефти с возможностью реализации способа в скважинах с поглощающим пластом.

Поставленная задача решается способом эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающим спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины.

Новым является то, что после 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 до появления зависания колонны штанг, после чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера, производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, причем в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений, после чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником.

На чертеже схематично изображен способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины.

В скважину 1 спускают компоновку, состоящую снизу вверх из перфорированного патрубка 2, пакера 3, штангового насоса 4 (показаны условно), колонны НКТ 5. Производят посадку пакера 3 выше пласта с высоковязкой нефтью 6, например, на 5 м. Приводят в работу штанговый насос 4 под действием перемещений (возвратно-поступательных) колонны штанг 7 с устья скважины 1, например, с помощью станка-качалки ( не показано).

Благодаря возвратно-поступательному перемещению колонны штанг 7 штанговый насос 4 производит отбор высоковязкой нефти, например, вязкостью 100 МПа·с, из пласта с высоковязкой нефтью 6 по колонне НКТ 5 к устью скважины 1.

После начала отбора высоковязкой нефти из скважины 1 снимают динамограмму и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 7.

Например, начальные максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Ρн.макс=3200 кг; Рн.мин=1416 кг.

Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины 1 до появления зависания колонны штанг 7, о чем свидетельствует неравномерное, «рывками», возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 7, после чего снимают повторную динамограмму и повторно определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг 7.

Например, повторные максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Рз.макс=4646 кг; Рз.мин=143 кг.

После зависания колонны штанг 7 через эксцентричное отверстие (показано условно), выполненное в планшайбе скважины 1, в межколонное пространство 8 скважины 1 посредством геофизического подъемника 9 спускают геофизический кабель 10 с наконечником 11 на конце для проведения ИВЧТА обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема 12 штангового насоса 4, но на h=2 м выше пакера 3. Расстояние h=2 м необходимо, чтобы исключить контакт наконечника 11 с пакером 3.

В качестве геофизического кабеля 10 используют стандартный грузонесущий геофизический кабель простой конструкции.

Далее включают станцию управления (на фиг. не показана), находящуюся в геофизическом подъемнике 9, и производят ИВЧТА обработку скважины 1, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины 1 штанговым насосом 4 посредством возвратно-поступательных перемещений колонны штанг 7 (привода).

В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины 1 производят периодическое (через каждые 12 ч) снятие динамограммы до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже от начальных значений, при этом исключается зависание колонны штанг 7 при ее возвратно-поступательном перемещении.

Например, через 12 ч после начала ИВЧТА обработки скважины 1 снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р1макс=4205 кг; Р1мин=560 кг.

Тогда

[(Р1максн.макс)·100%]-100%=[(4205 кг/3200 кг·100%]-100%=131,4%-100%=31,4%>5%.

100%-[(Ρ1минн.мин)·100%]=100%-[(560/1416·100%)]=100%-39,5%=60,5%>5%.

Условие не выполняется, поэтому, не прерывая процесс ИВЧТА воздействия, продолжают обработку скважины 1.

Через 12 ч вновь снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р2макс=3720 кг; Р2мин=728 кг.

Тогда:

[(Р2максн.макс·100%)]-100%=[(3720 кг/3200 кг·100%)]-100%=116,25%-100%=16,25%>5%.

100%-[(Р2минн.мин)·100%]=100%-[(728/1416·100%)]=100%-51,4%=48,6%>5%.

Условие не выполняется, поэтому, не прерывая процесс ИВЧТА воздействия, продолжают обработку скважины 1.

Через 12 ч вновь снимают динамограмму, при этом максимальная и минимальная нагрузки составляют:

Р3макс=3280 кг; Р3мин=1380 кг.

Тогда:

[(Р3максн.макс)·100%]-100%=[(3280 кг/3200 кг·100%)]-100%=102,5%-100%=2,5%<5%.

100%-[(Р3минн.мин)·100%]=100%-[(1380/1416·100%)]=100%-97,4%=2,6%<5%.

Таким образом, видно, что отклонение в процентом соотношении максимальной и минимальной нагрузок до и после ИВЧТА обработки скважины 1 не превышает 5%.

После непрерывной, в течение 36 ч, ИВЧТА обработки скважины 1 обработку скважины 1 прекращают и посредством геофизического подъемника 9 извлекают из межколонного пространства 8 скважины 1 геофизический кабель 10 с наконечником 11.

Применение ИВЧТА обработки исключает периодическую промывку скважины от АСПО и водонефтяной эмульсии и позволяет:

- предотвратить образование отложений АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии в процессе отбора высоковязкой нефти на приеме штангового насоса 4 и внутри колонны НКТ 5;

- улучшить гидродинамический режим работы скважины в целом за счет увеличения подвижности высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта и уменьшения трения в лифте скважин 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 требуются привлечения бригад подземного или капитального ремонта и остановка 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 (привод), поэтому колонна штанг работает под начальной нагрузкой (Рн.макс; Рн.мин) с отклонением от 60,5 до 2,5%, как показано в примере, что снижает потребляемую электроэнергию на единицу (м3) отобранной продукции (высоковязкой нефти).

Проведение ИВЧТА обработки скважины возможно реализовать в скважине с поглощающим пластом там, где невозможно произвести промывку скважины ввиду поглощения промывочной жидкости пластом, что исключает извлечение внутрискважинного оборудования из скважины с целью очистки оборудования от АСПО и водонефтяной эмульсии и расширяет функциональные возможности реализации способа.

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.

Специальная форма импульсов, длительность и восстанавливающие разделяющую изоляцию меры между импульсами позволяют передать в этом режиме по кабелю с ограниченным поперечным сечением среднюю электрическую мощность в 5-10 раз больше, чем при постоянном или переменном токе.

Во время передачи мощных импульсов вследствие высокой частоты изменения тока в них и поверхностного экранного эффекта происходит выделение тепла в металле колонны НКТ 5 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 5 и тем самым осуществляется высокочастотное виброакустическое воздействие на высоковязкую нефть, находящуюся внутри колонны НКТ 5.

Благодаря пакеру 3, перекрывающему зону перфорации 13 пласта с высоковязкой нефтью 6, в интервале нахождения наконечника 11 геофизического кабеля 10 термоакустический эффект значительно усиливается из-за замыкания импульсов тока от головного электрода (наконечника 11) через скважинную жидкость на эксплуатационную колонну 14 скважины 1 с образованием замкнутых на неизолированную часть брони геофизического кабеля 10 витков тока.

В этой части выделение тепла и ударных вибромеханических волн осуществляется в броне по всей длине геофизического кабеля 10, эксплуатационной колонне 14 и непосредственно в высоковязкой нефти. Последний эффект является с точки зрения обработки наиболее существенным, так как сопровождается при высокочастотном бездуговом E-разряде выделением большого уровня тепловой энергии и созданием мощных электрострикционных ударных волн с образованием кавитации.

Предлагаемый способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины позволяет:

- повысить эффективность добычи высоковязкой нефти;

- повысить качество очистки внутрискважинного оборудования от АСПО и стойкой водонефтяной эмульсии;

- снизить нагрузки на колонну штанг штангового насоса при добыче высоковязкой нефти;

- реализовать в скважинах с поглощающим пластом.

Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины, отличающийся тем, что после 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 до появления зависания колонны штанг, после чего производят повторное снятие динамограммы и определяют максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг, затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера, производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, причем в процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже 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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для оценки напряженного состояния горных пород в породном массиве и различных сооружений, например плотин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству физико-химической обработки скважины. Заявленное устройство состоит из корпуса нагревателя-реактора, который соединен с эжектором посредством соединительного элемента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в оборудовании для восстановления/увеличения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на призабойную зону пласта с использованием эффекта имплозии.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсного воздействия на призабойную зону для повышения нефтеотдачи пласта.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для волнового воздействия на залежь с целью увеличения притока полезного ископаемого, например нефти, к скважине.

Изобретение относится к оборудованию, используемому в нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойной зоны пласта различными агентами и освоения скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована при добыче нефти, в том числе и на поздних стадиях эксплуатации, для увеличения коэффициента извлечения нефти, повышения нефтеотдачи пласта и уменьшения отложений асфальтосмолопарафиновых веществ.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к очищающей системе для элемента, расположенного в обсадной колонне скважины. Скважинная система содержит скважинную текучую среду под давлением, обсадную колонну, очищающий инструмент, имеющий продольное направление и содержащий вращающуюся головку, имеющую множество сопел, корпус инструмента, имеющий впускное отверстие, которое сообщается с соплами, для прохода скважинной текучей среды в указанный инструмент, препятствующий потоку элемент, расположенный на наружной стороне корпуса, разделяющий инструмент на первую часть и вторую часть, а также разделяющий обсадную колонну на первую часть и вторую часть, и вращающийся вал, соединяющий головку с корпусом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5 ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

Наверх