Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин: .в скважине – E21B 33/10

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере. Развертывают скважинное уплотнение в стволе скважины в первой фазе. Воздействуют на скважинное уплотнение текучей среды ствола скважины, при этом осуществляется переход уплотнения во вторую фазу под воздействием текучей среды ствола скважины. Причем дискретные части первого материала отличаются взаимодействиями между собой и/или с базовым полимером, более слабыми перед воздействием текучей среды ствола скважины, чем после воздействия. При этом первая фаза отличается первым модулем упругости, и вторая фаза отличается вторым модулем упругости, второй модуль больше первого модуля. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил., 2 пр., 4 табл.

Изобретение относится к области капитального ремонта скважин и может быть использовано для бурения в шламовом осадке, очистки каверны и установки цементного моста. Устройство содержит полый ствол 1 со сквозными радиальными отверстиями 2 и наружным кольцевым выступом 3, верхнюю и нижнюю втулки 4, 5, установленные с формированием наклонной кольцевой щели 6 между их нижней и верхней поверхностями соответственно. Нижняя втулка 5 установлена с возможностью осевого перемещения вдоль полого ствола 1. Наружный кольцевой выступ 3 полого ствола 1 образован ниже сквозных радиальных отверстий 2. Нижняя втулка 5 в верхней части имеет внутреннюю проточку 7 под наружный кольцевой выступ 3 полого ствола 1 на длину ее осевого перемещения вдоль полого ствола 1. Нижний край сквозных радиальных отверстий 2 полого ствола 1 расположен выше уровня наклонной кольцевой щели 6. Внутренние поверхности верхней и нижней втулок 4, 5 и ответная им наружная поверхность полого ствола 1 образуют кольцевую полость А, гидравлически связанную с полостью полого ствола 1 через сквозные радиальные отверстия 2. Устройство содержит верхний и нижний переводники 8, 9. Верхний переводник 8 соединен снаружи с верхней втулкой 4, а изнутри - с полым стволом 1 и выполнен с продольным лопастным центратором 10. Нижний переводник 9 соединен изнутри с полым стволом 1 и поджимает нижнюю втулку 5 через резиновый упругий элемент 11 с силой прижатия, определяемой неравенством. Нижний переводник 9 имеет в средней части внутренний кольцевой выступ 12. В полом стволе 1 последовательно расположены упорная втулка 13, полый поршень 14 и пружина 15, упирающаяся в кольцевой выступ 12 нижнего переводника 9 с силой прижатия, определяемой неравенством. Полый поршень 14 выполнен с седлом под сбрасываемый шар 16 и установлен с герметичным перекрытием сквозных радиальных отверстий 2 полого ствола 1. Устройство содержит породоразрушающий инструмент 17, соединенный с нижним переводником 9. Обеспечивает повышение качества очистки каверны, установки цементного моста, повышение надежности работы и расширение технологических возможностей устройства за счет обеспечения возможности вбуривания устройства в шламовый осадок, автоматической самоочистки и центрирования устройства относительно оси скважины номинального диаметра. 1 ил.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для уплотнения пары цилиндр-шток соответственно в клапанах или пакерах. Применение заявляемого изобретения позволяет обеспечить герметичность уплотнения при работе в среде, содержащей механические примеси, агрессивные жидкости, различные отложения (асфальтосмолопарафинистые, солей и др.), предотвратить заклинивание деталей подвижного соединения, а также предотвратить разрушение уплотнительного резинового кольца. Данная конфигурация подвижного соединения увеличивает срок службы скважинного оборудования, позволяет исключить аварии и осложнения как в процессе работы скважинного оборудования, так и при его извлечении из скважины. Уплотнение подвижного соединения скважинного оборудования состоит из уплотнительного резинового кольца, рабочих и защитных шайб. Рабочие и защитные шайбы выполнены разрезными. На штоке выполнена канавка. В канавку подвижно установлены рабочие и защитные шайбы. Уплотнительное резиновое кольцо расположено между рабочими шайбами. Между внутренним диаметром рабочей шайбы и диаметром канавки под уплотнительное резиновое кольцо имеется зазор. Зазор перекрыт защитными шайбами. Между внутренним диаметром цилиндра и внешним диаметром штока также имеется зазор. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для ликвидации негерметичности колонны труб при эксплуатации скважин. Способ ликвидации негерметичности в колонне труб включает обследование колонны труб, расположенной в скважине, с выявлением интервала негерметичности, монтаж герметизирующего устройства на поверхности, состоящего из деформируемого пластичного материала, внутри которого расположен заряд взрывчатого вещества с инициатором взрыва и выполненного с возможностью свободного прохождения внутри колонны труб и перекрытия негерметичности колонны труб. Инициатор взрыва соединен с проводником инициирующего импульса, соединенного со взрывной сетью на поверхности, после чего оборудуют герметизирующее устройство грузом шаблоном и расходомером, последовательно соединяя их между собой, спускают во внутрь колонны труб герметизирующего устройства с грузом шаблоном и расходомером и размещают герметизирующее устройство внутри колонны труб в интервале негерметичности. Спуск осуществляют на геофизическом кабеле, затем производят взрыв герметизирующего устройства с последующей герметизацией негерметичности колонны труб посредством заполнения негерметичности и фиксации в ней деформируемого пластичного материала, в качестве деформируемого пластичного материала используют полимерное герметизирующее вещество, отверждаемое под воздействием пластичной деформации и детонационного воздействия. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность ремонта колонны труб. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способу изоляции зон осложнения скважин и устройству для его осуществления. При осуществлении способа спускают перекрыватель в зону осложнения, расширяют профильные участки перекрывателя созданием в нем гидравлического давления и осуществляют их калибровку с помощью секций расширяющей головки, выполненных в виде пуансонов, сверху вниз с проталкиванием через перекрыватель весом колонны труб, а на участках, требующих дополнительных усилий - гидродомкратом. При этом перед спуском между секциями устанавливают один или несколько шарнирных узлов, а перепад давлений в гидродомкрате и последнем от перекрывателя пуансоне создают за счет штуцеров. При этом усилие фиксации гидродомкрата относительно скважины создают весом колонны труб или за счет трения этих труб о стенки скважины. Устройство включает профильный перекрыватель, секции расширяющей головки, соединенный с верхним концом перекрывателя гидродомкрат с центральным каналом. Внутри расширяющей головки установлены штуцеры, а между ее секциями размещены один или несколько шарнирных узлов. Исключает вероятность «прихвата» инструмента за счет уменьшения длины и применения шарнирных узлов, увеличивающих гибкость инструмента, а также позволяет сократить временные затраты при проведении изоляции зон осложнения бурения. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе на морских скважинах. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин заключается в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважины подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое. При этом подачу ведут либо шаров из цельного минерала или металла, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси. Диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения и меньше максимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения. Причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. Включает техническую колонну, эксплуатационную колонну и лифтовую колонну. Эксплуатационная колонна зацементирована выше кровли продуктивного пласта. Эксплуатационная колонна в продуктивном пласте заколонными пакерами разделена на участки, содержащие фильтровые секции и секции сплошных труб. Лифтовая колонна в продуктивном пласте снабжена эксплуатационными пакерами, установленными внутри секций сплошных труб эксплуатационной колонны, и группами управляемых клапанов, снабженных калиброванными впускными боковыми отверстиями, размещенными внутри фильтровых секций. На конце лифтовой колонны расположен посадочный ниппель. Управляемые клапаны и ниппель выполнены с возможностью взаимодействия с управляющими устройствами, спускаемыми внутрь лифтовой колонны. Технический результат предлагаемого изобретения - возможность регулирования водопритока из изолированных участков пологого или горизонтального ствола скважины или полной их селективной водоизоляции. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при ликвидации фонтанов флюида из скважин. При осуществлении способа заполняют скважину жидким азотом, удаляют из скважины компоновку насосно-компрессорных труб и осуществляют контроль за процессами замораживания прилегающих к скважине пород и жидкостей. После образования в скважине отсекающей пробки и блокирования фонтана флюида в вышерасположенную зону скважины закачивают цементный раствор и поддерживают в скважине давление до его отверждения. Изобретение обеспечивает ликвидацию аварийных ситуаций на месторождениях. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам герметизации перфорационных отверстий в скважинах и композиции, предназначенной для осуществления способа. Способ изоляции уплотняющими шариками в перфорациях осуществляют путем добавления закупоривающего материала, формирующего пробку в зазорах, значительно ограничивающую или устраняющую протекание жидкости. Закупоривающий материал предпочтительно является разлагаемым или растворимым пластичным волокном, незначительно большим, чем зазоры. При необходимости частицы могут быть неразлагаемыми, жесткими, различных форм и меньшими, чем зазоры, но способными перекрывать их. Могут использоваться смеси закупоривающих материалов. Закупоривающий материал может добавляться с уплотняющими шариками, после уплотняющих шариков или как первое, так и второе. Обеспечивает полную изоляцию шариков, расположенных в перфорациях, и предотвращает пропускание жидкости через зазоры и неровности между шариками и перфорациями. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинной эксплуатации месторождений углеводородов и может быть использована при извлечении флюида и отвода газа одновременно. Обеспечивает устойчивую работу насоса для подачи флюида без срывов рабочего режима, постоянный отвод газа из затрубного пространства под пакером над приемом насоса, упрощение конструкции устройства для отвода газа, повышение технологичности монтажа и обслуживания скважинной пакерной установки. Скважинная пакерная установка включает пакер, устройство для отвода газа, установленное в полости пакера соосно с ним. Устройство отвода газа выполнено из двух частей, нижней и верхней, верхняя часть выполнена наружным диаметром, равным внутреннему диаметру ствола пакера, нижняя часть выполнена с внешним диаметром меньше внутреннего диаметра ствола пакера и установлена с образованием между своей внешней поверхностью и внутренней поверхностью ствола пакера продольного перепускного канала, нижний конец нижней части устройства отвода газа снабжен буртиком, диаметр наружной поверхности которого равен диаметру внутренней поверхности ствола пакера, буртик расположен ниже радиального перепускного канала пакера, нижняя часть устройства отвода газа отделена от верхней его части верхним радиальным перепускным каналом, который соединяет его продольный перепускной канал с верхней частью полости пакера, нижний конец верхней части устройства отвода газа и верхний конец нижней его части в зоне расположения верхнего радиального перепускного канала выполнены с образованием зоны сужения полости устройства отвода газа. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, предназначенному для герметизации устья скважин, которое может быть использовано в процессе строительства, ремонта нефтегазовых скважин, а также при ликвидации аварий. Содержит направляющую штангу 1, на которой расположены опорные элементы 2, стопорные узлы 3 и запорные узлы 4. Опорные элементы 2 выполнены в виде кольцевых хомутиков, охватывающих направляющую штангу 1. Стопорные узлы 3 содержат подпружиненные втулки 6 с кинематически связанными с ними рычагами 15, на концах которых закреплены эксцентрики, выполненные в виде роликов 8. Запорный узел 4 выполнен в виде подвижных створок 7, кинематически связанных с втулками 9, с обеспечением перекрытия внутреннего сечения скважины 10. При этом нижняя часть направляющей штанги 1 выполнена в виде штыря 11, на одной оси с которым жестко закреплен трубопровод 12, на верхнем конце которого установлен вентиль 13. В боковой поверхности нижней части трубопровода выполнено отверстие 14, причем запорный узел 4 закреплен над указанным отверстием. За счет предложенной конструкции устройства достигается повышение надежности его крепления внутри скважины, а также расширение возможностей за счет обеспечения регулируемого отбора пластового флюида после запирания скважины. 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Обеспечивает упрощение процесса опрессовки и снижение простоев скважины. Способ опрессовки колонны НКТ включает закачку воды в колонну НКТ и измерение давления. Колонну НКТ оборудуют пакером, устанавливаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер. В межтрубном пространстве создают необходимое давление, закачивают жидкость в колонну НКТ в объеме 3-9 м³ с расходом 1,2-4 м³/мин при давлении до 50 МПа. При росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление, доводя давление до необходимого. При спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до необходимого. При превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны НКТ. При превышении спада давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам герметизации соединения основного и дополнительного стволов скважины при строительстве или ремонте скважин. Способ герметизации соединения основного и дополнительного стволов скважины, включающий бурение основного ствола, спуск основной обсадной колонны, забуривание дополнительного ствола из основного, спуск дополнительной обсадной колонны с герметизацией соединения с основной обсадной колонной, цементирование дополнительной и основной обсадных колонн. Герметизацию соединения производят после цементирования дополнительной обсадной колонны и установки в ее верхней части и в основной обсадной колонне ниже интервала забуривания дополнительного ствола отсекающих пакеров, причем герметизацию соединения производят закачкой крепящего состава выше интервала забуривания дополнительного ствола из основного над отсекающими пакерами, после технологической выдержки, достаточной для крепления и герметизации открытых стенок скважины в соединении, производят вымывание излишков крепящего состава и снятие или разбуривание отсекающих пакеров. Использование предлагаемого способа за счет его простоты, исключения необходимости изготовления нетипового оборудования и невысокой стоимости позволяет снизить затраты на герметизацию соединения основного и бокового стволов скважины на 30-40%.

Изобретение относится к эксплуатации скважин для добычи углеводородов. Дифференциальный фильтр содержит разбухающий полимер, нанесенный на частицы матрицы, который разбухает после контакта с водой так, что проницаемость дифференциального фильтра уменьшается. Полимер выбран из полиакриловой или полиметакриловой кислоты, полималеинового ангидрида, полиакриламида, полиамида, полиэфира, латекса, поливинилового спирта. Способ регулирования поступления воды в скважину включает развертывание заявленного дифференциального фильтра в забое скважины и проведение работы в забое скважины, при этом после контакта с водой проницаемость дифференциального фильтра уменьшается. Изобретение обеспечивает простой способ регулирования поступления воды в скважину. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подавления изливов из аварийных нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для ликвидации аварий с помощью отсекающих пробок при разработке месторождений, расположенных на дне водоемов, на дневной поверхности, в подземных горных выработках, а также на материковых шельфах. При осуществлении способа через обрезанную обсадную трубу в скважину подают легко деформирующийся под действием собственного веса дискретный материал с крупностью и удельным весом, при котором обеспечивается падение материала в восходящем потоке нефти или газа, в количестве, достаточном для формирования в скважине отсекающей пробки, обеспечивающей возможность погашения пластового давления нефти или газа. Отсекающую пробку можно формировать интервалами, в которых сначала засыпают дискретный материал более крупной фракции, затем последовательно фракции с уменьшающимся размером тел. Дискретный материал можно использовать в форме тел качения. Подачу материала можно осуществлять через бункер, который устанавливают над обрезанной обсадной трубой. После формирования отсекающей пробки бункер заполняют твердеющим раствором. Дискретные частицы выполняют или из однородного материала, или из композиционных материалов. Обеспечиваются безопасность технологического процесса и снижение нагрузки на экологическую среду. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Способ строительства скважины включает бурение ствола скважины, спуск и крепление обсадных и эксплуатационной колонн. При бурении направления производят циклическое бурение направления и шурфа под ведущую бурильную трубу под заданным углом шнеком с периодическим подъемом бурильного инструмента и выбросом выбуренного шлама. Для бурения используют шнек и бурильный инструмент диаметром 500 или 630 мм. В качестве труб направления используют трубы диаметром 377 или 426 мм. Обсадную трубу направления в верхней части заглушают и снабжают патрубком, в нижней части снабжают циркуляционными отверстиями для прохождения цементного раствора. Обсадную трубу размещают в стволе скважины так, что верхняя часть трубы остается над уровнем земли. Изобретение обеспечивает сокращение сроков строительства и затрат при строительстве скважины. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для аварийного глушения скважин. Способ аварийного глушения скважины с подводным расположением устья заключается в закачке цементирующего состава. При этом предварительно исходя из состояния скважины и давления в ней определяют глубину цементирования участка скважины. Опускают на дно и вводят в устье аварийной скважины на заданную глубину инжектор, закрепленный на цистерне с цементирующим составом и размещенный внутри мешка из гибкого материала. Заполняют мешок цементирующим составом, закачивая его в мешок из цистерны через инжектор, обеспечивая плотное соприкосновение внешней поверхности мешка с внутренней поверхностью скважины. При этом удерживают инжектор на заданной глубине за счет веса всей конструкции, заполненной цементирующим составом, после закачки поддерживают давление в мешке до затвердевания цементирующего состава. После затвердевания цементирующего состава либо осуществляют откачку флюида, либо глушат скважину. Позволяет заглушить аварийную скважину. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами. При строительстве скважины проводят бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду. Разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами. Поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом. Через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор. При вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м. Продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве. Поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки. Обеспечивает исключение кавернообразования и прихват бурового инструмента при бурении.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, предназначенному для экстренной ликвидации утечки нефтяных, водных, газовых и других веществ из аварийного отверстия трубопровода. Устройство для перекрытия аварийного отверстия трубопровода представляет собой заглушку, включающую шток, выполненный из жесткого твердого или гибкого упругого материала, на одном конце которого расположена цилиндрическая щетка, щетина или ворс цилиндрической щетки включает гибкий, упругий материал, выполненный, например, из отрезков металлической проволоки, закрепленной радиально вокруг поверхности штока. При этом шток заглушки может быть выполнен монолитным или пустотелым, в виде трубы со сквозным отверстием. Причем сквозное отверстие штока с противоположной от цилиндрической щетки стороны оборудовано запорным устройством, выполняющим роль задвижки или вентиля. Достигается простота конструкции устройства, повышается надежность перекрытия аварийного трубопровода с возможностью сбора вытекающего флюида, а также сокращается время на проведение монтажных работ устройства как на поверхности суши, так и в труднодоступных, глубоководных районах. 2 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам упрочнения пород при проводке, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Сущность: с помощью бурового оборудования производят вскрытие неустойчивого интервала пласта в скважине ингибированным полимерным буровым раствором на водной основе. Затем производят закачку гидрофобизирующего состава со следующим компонентным содержанием, мас.%: углеводородный продукт 10,0-60,0; талловое масло или продукт его переработки 1,0-3,0; аминосодержащий эмульгатор обратных эмульсий 1,0-3,0; указанный ингибированный полимерный буровой раствор - остальное. Производят установку из него ванны в интервале неустойчивого пласта на период не менее 0,5 часа. Затем проводят последующее бурение с одновременным переводом гидрофобизирующего состава, который использовался в виде ванны, циркуляцией в буровой раствор. Повышает степень упрочнения неустойчивых пород за счет обеспечения их максимальной гидрофобизации и кольматации путем формирования в приствольной зоне скважины после его вскрытия гидрофобного барьера в виде слоя обратной эмульсии, препятствующего в дальнейшем контактированию пород с дисперсионной водной средой бурового раствора, с обеспечением набора структурно-механических свойств указанного слоя при последующем бурении. 5 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей устройства. Для этого устройство селективного заканчивания скважин оборудовано электрическим регулирующим клапаном, корпус регулирующего органа которого закреплен на колонне напорных труб. Затвор соединен с электрическим исполнительным механизмом, который посредством закрепленных на челночном приспособлении электрических проводов связан через блок управления с источником электроэнергии. Челночное приспособление снабжено трубчатым корпусом с концентрично расположенным снаружи раздвижным эластичным органом, который соединен с этим корпусом посредством термочувствительного элемента из сплава, обладающего эффектом памяти формы и элемента его реверса. Устройство дополнительно оборудовано разъемным электроконтактным органом. Одна из разъемных частей электроконтактного органа имеет вид электроизолированных друг от друга электрических контактов, соединенных соответствующими электрическими проводами с электрическим исполнительным механизмом. Другая часть имеет вид электроизолированных друг от друга электрических контактов, которые установлены на распорном органе челночного приспособления и соединены с закрепленными на нем соответствующими электрическими проводами. Элемент реверса имеет вид термочувствительного элемента из сплава с эффектом памяти формы. Концы обоих термочувствительных элементов челночного приспособления соединены с закрепленными на нем соответствующими электрическими проводами. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован при реконструкции, ремонте, консервации и ликвидации скважин с негерметичным по газу заколонным пространством на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ). Способ включает в себя формирование в скважине кольцевого канала, связывающего заколонное и внутриколонное пространства скважины. После окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном. Кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью. Изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба закачиваемой жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Обеспечивается упрощение и повышение эффективности способа восстановления герметичности заколонного пространства скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и используется при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Техническим результатом является сохранение проницаемости пласта во время проведения ремонтных работ. Способ включает очистку призабойной зоны скважины от жидкости - воды, конденсата, и мехпримесей, закачку реагентов в насосно-компрессорные трубы при закрытом затрубном пространстве, доставку реагентов до забоя скважины энергией сжатого газа затрубного пространства, продавливание реагентов в пласт после стабилизации давления в трубном и затрубном пространствах, удаление продуктов реакции из пласта, спуск и установка прибора - плотностномера - для регистрации изменения плотности флюида на забое скважины после закрытия скважины. Продавливание реагентов в пласт и призабойную зону осуществляют через вырезанные в эксплуатационной колонне в газовой среде в интервале планируемых водоизоляционных работ отверстия одновременной подачей сжатого азота в затрубное и трубное пространства с регулированием давления проводимой операции. Плотностномер устанавливают вначале на 10-15 м выше нижних отверстий интервала перфорации, а после закачки водоизоляционных реагентов и формирования водоизоляционного экрана производят закачку блокирующего раствора и плотностномер устанавливают на 100-150 м выше кровли интервала перфорации для фиксации уровня блокирующего раствора. После технологического отстоя доливают расчетный объем жидкости глушения, уровень которой также замеряют плотностномером. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для заканчивания скважин, и может применяться при установке хвостовиков - фильтров в наклонных и горизонтальных стволах скважин. Включает полый корпус, герметизирующий узел в виде секций манжет и центратор, расположенный выше секций манжет. При этом центратор, расположенный вверху хвостовика, снабжен изнутри левой резьбой под установочное оборудование и размещенной выше конусной направляющей, а снаружи - продольными проточками. Секции манжет, установленные с натягом на корпус, выполнены в виде наборных уплотнительных шайб, между которыми установлены пружинные шайбы, причем диаметр шайб в секциях превосходит диаметр колонны, в которой размещены секции манжет.Секции манжет установлены между жесткими кольцевыми вставками, в которых выполнены отверстия под стягивающие стержни. Благодаря минимальной металлоемкости и простоте конструкции сокращаются затраты на изготовление хвостовика и его установку в скважине, а узел герметизации хвостовика за счет осевой подвижности и чередования уплотнительных термостойких и стальных пружинных шайб способен компенсировать тепловые расширения хвостовика и надежно обеспечивает его уплотнение и центрацию в скважине. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к поинтервальному бурению и способам крепления осложненных участков скважин. Включает поинтервальное вскрытие участка с применением промывочной жидкости, расширение скважины, секционный спуск перекрывателей в виде профильных труб по мере вскрытия пласта с наращиванием перекрывателей герметично внахлест в направлении сверху вниз без сужения внутреннего диаметра. Перед вскрытием всего интервала осложненного участка производят его анализ и определяют безопасную длину интервала вскрытия, исходя из чего подбирают длину секций профильных перекрывателей, оснащенных снизу профильным участком с диаметром при расширении, превосходящим диаметр расширения остальных профильных участков секции. Верхний конец первой секции профильного перекрывателя устанавливают выше осложненного участка, а нижний конец последней секции - ниже данного участка. Расширяет функциональные возможности профильных перекрывателей, обеспечивает соосность соединяемых внахлест за одну спускоподъемную операцию секций перекрывателей, повышает безопасность вскрытия интервала за счет подбора длины поинтервального вскрытия, а также снижает нагрузку при развальцовке соединения за счет особого выполнения профильных участков на нижнем конце секций перекрывателей. 3 ил.

Изобретение относится к технологии и технике добычи углеводородов и может быть использовано для изоляции негерметичного участка или нерабочего интервала перфорации ствола скважины. Способ по варианту 1 и 2 включает спуск в скважину на колонне труб насосной установки для добычи нефти и посадки выше нее одного или нескольких пакеров. По варианту 1 два пакера размещают в стволе скважины между насосом и негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации, а между ними устанавливают, по крайней мере, один перепускной элемент с гидравлическими каналами, причем после посадки пакеров проверяют их герметичность. По варианту 2 в стволе скважины между насосом и негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации устанавливают один пакер с двумя наборами манжет и, по меньшей мере, с одним гидравлическим каналом между ними, при этом после посадки пакера проверяют его герметичность. Способ по варианту 3 включает спуск в скважину на колонне труб, по меньшей мере, двух пакеров, над верхним из которых размещен разъединитель колонны труб, при этом один из пакеров спускают выше, а другой ниже негерметичного участка или нерабочего интервала перфорации, причем после их посадки и проверки на герметичность рассоединяют над верхним пакером колонну труб от него. Между пакерами размещают дополнительный разъединитель колонны труб и скважинную камеру со съемным элементом. Результатом является сокращение затрат на проведение мероприятий, сокращение времени на ремонтные работы на скважине, увеличение срока службы скважины и подземного оборудования, повышение добычи продукции. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области обработки скважин. Обеспечивает повышение эффективности обработки скважин. Согласно изобретению создают первый и второй пути потока, идущие от устья скважины в область пласта. Закупоривающую текучую среду, состоящую из взвеси закупоривающего материала в форме частиц в жидкости-носителе, прокачивают по первому пути в скважину в контакте со стенкой скважины внутри подземного пласта. Жидкость-носитель отделяют от закупоривающего материала в форме частиц путем закачивания жидкости-носителя через ряд отверстий, ведущих по второму пути потока, размеры которых допускают прохождение жидкости-носителя, одновременно задерживая закупоривающее средство в форме частиц при его контакте с отверстиями. Прокачку закупоривающей текучей среды продолжают до тех пор, пока закупоривающий материал в форме частиц не накопится, образовав в скважине плотную перемычку. После образования плотной перемычки в скважину по первому пути потока вводят текучую среду для обработки пласта и в контакте с поверхностью пласта в скважине, прилегающей к накопленному закупоривающему материалу, образующему плотную перемычку. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии установки перекрывателей из профильных и цилиндрических труб в скважине. Способ включает формование ниппельных и муфтовых концов труб с образованием конусности, соответствующей конусности резьбы, выполнение внутренних конических резьб на муфтовых концах труб и наружных - на ниппельных, выполнение на наружных поверхностях муфтовых и внутренних поверхностях ниппельных резьбовых концов труб проточек с образованием кольцевых выступов на концах поверхностей, обратных резьбовым, соединение труб между собой с нанесением герметика на резьбы, спуск перекрывателя в предварительно расширенный интервал, радиальное расширение профильных труб, калибровку профильных и развальцовывание цилиндрических труб. Перед соединением труб резьбы покрывают минералополимерным составом, обладающим свойствами холодной сварки. Повышается надежность, работоспособность и герметичность соединений. 11 ил.

Изобретение относится к области горной промышленности и может быть использовано при сооружении гидрогеологических скважин, а также при креплении интервалов водозаборных скважин потайными обсадными колоннами ниже первичных обсадных колонн. Устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны состоит из оголовника потайной и распорного механизма первичной обсадных колонн, пакерующих элементов, пружинных разрезных колец и переводника. Внешняя поверхность оголовника потайной обсадной колонны выполнена цилиндрической в верхней части и имеет левую резьбу с крупным шагом и конической, обращенной к забою скважины в нижней части. Точка пересечения образующих конической поверхности нижней части лежит на оси скважины. Распорный механизм первичной обсадной колонны выполнен в виде башмака, внутренняя поверхность которого выполнена с двумя коническими поверхностями, вершины которых обращены в разные стороны. Соприкасающиеся поверхности оголовника потайной и башмака первичной обсадных колонн имеют конусность 8-10°. Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции устройства и технологии подвески и герметизации, повышение надежности его работы и снижение материальных затрат. 3 з.п.ф-лы, 4 ил.