Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: ..установка обсадных труб, сетчатых фильтров или фильтровальных труб в скважинах – E21B 43/10

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой нефти при вскрытии пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами. Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны со скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами. В процессе бурения определяют фильтрационно-емкостные характеристики, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, подбирают площадь проходных сечений отверстий фильтра и их количество для каждой зоны. На устье фильтр внутри оснащают срезной воронкой, а снаружи - водонабухающими пакерами, спускают в скважину колонну и устанавливают фильтр, чтобы водонабухающие пакеры находились на границах зон пласта с различающимися характеристиками. Производят крепление колонны, на устье собирают компоновку снизу вверх: магнитный ловитель, толкатель, жесткий центратор с переточными каналами. Спускают компоновку в скважину до упора толкателя в срезную воронку, разгружают колонну труб, перемещают срезную воронку до упора в первый ряд срезаемых пробок, полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают первый ряд срезаемых пробок. Перемещают колонну труб от устья к забою и разрушают следующий ряд пробок с фиксацией их на магнитном ловителе. Вновь полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают оставшиеся ряды пробок, извлекают колонну труб с компоновкой. Изолируют отверстия в нижнем периметре фильтра. Повышается качество вскрытия пласта, сокращается время установки фильтра. 4 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и, в частности, к области строительства скважин. Техническим результатом изобретения является упрощение и повышение эффективности способа заканчивания строительства скважины. Сущность изобретения: способ включает бурение ствола скважины в продуктивном пласте и зумпфа в его подошве, расширение ствола в интервале продуктивного пласта без промывки скважины с удалением шлама разбуренной породы в зумпф, частичное заполнение ствола после его расширения фильтрующей массой, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с щелевыми перфорационными каналами, выполнение гидравлического разрыва продуктивного пласта и вызов притока пластового флюида в скважину. Согласно изобретению бурение ствола скважины и зумпфа осуществляют из-под башмака обсадной колонны. Перед спуском в скважину к нижнему концу хвостовика присоединяют механический якорь и заглушку, а к верхнему концу - упругую самоуплотняющуюся манжету с размещенным снаружи нее съемным кожухом. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб - НКТ оборудуют пакером и нагнетательным патрубком, у которого заглушен нижний конец. Нагнетательный патрубок связан со съемным кожухом. Перед выполнением гидравлического разрыва продуктивного пласта механический якорь закрепляют в зумпфе, а пакер устанавливают в обсадной колонне. При этом частичное заполнение ствола фильтрующей массой выполняют в процессе продавки жидкости разрыва с расклинивающим материалом в продуктивный пласт. После завершения процесса продавки последовательно осуществляют срыв пакера в обсадной колонне, осевое перемещение колонны НКТ в направлении снизу-вверх для освобождения упругой самоуплотняющейся манжеты от съемного кожуха и последующее извлечение на поверхность. 4 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использована для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин и их крепления с созданием герметичного соединения дополнительных стволов с основным. Осуществляют бурение и крепление основного ствола до проектной глубины, расширение ствола - вырезанием интервала обсадной колонны основного ствола с получением верхней и нижней частей основного ствола. Цементируют интервал расширения, после чего разбуривают цемент в интервале расширения. Производят забуривание дополнительных стволов и осуществляют спуск опорной плиты, которую ориентируют, устанавливают и герметично фиксируют расширением так, чтобы боковые ответвления плиты были размещены в соответствующих дополнительных стволах. Опорная плита включает два герметично соединенных полых элемента, один из которых длиннее другого, выполненных с возможностью расширения. При этом короткий элемент изготовлен в виде первого ответвления под дополнительный ствол. Причем длинный элемент оснащен как минимум одним дополнительным ответвлением, аналогичным первому. Ответвления размещены на разных уровнях длинного элемента и выполнены разнонаправленными. Способ позволяет производить строительство многозабойных скважин из обсаженных эксплуатационной колонной скважин без значительного уменьшения диаметра основного и дополнительного стволов. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для забуривания боковых стволов (БС) из ранее пробуренных обсаженных скважин и их крепления с созданием герметичного соединения дополнительных стволов с основным. При осуществлении способа забуривают и крепят основной ствол до проектной глубины, после чего расширяют ствол вырезанием интервала обсадной колонны основного ствола с получением верхней и нижней частей основного ствола. Производят цементирование интервала расширения, разбуривание цемента в интервале расширения с созданием сообщения верхней и нижней частей основного ствола с одновременным расширением диаметром, превышающим внутренний диаметр обсадной колонны на толщину стенки длинного элемента опорной плиты. Забуривают дополнительный ствол с установкой съемного клина-отклонителя. Извлечение клина-отклонителя производят до спуска опорной плиты, которую ориентируют во время спуска в скважину по геофизическим приборам, устанавливают и герметично фиксируют расширением так, чтобы боковое ответвление опорной плиты было размещено в дополнительном стволе. Позволяет производить строительство дополнительных стволов из обсаженных эксплуатационной колонной скважин с сохранением проходного сечения основного ствола без значительного уменьшения диаметра дополнительного ствола. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных породах. Бурят направление долотом диаметром 393,7 мм на глубину 30-50 м, обсаживают колонной диаметром 324 мм и цементируют заколонное пространство. Из направления бурят на естественной водной суспензии скважину под промежуточный промкондуктор долотом диаметром 295,3 мм на глубину 150-190 м, при этом проходят зону обвалов и поглощений на 20-40 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см³. Обсаживают пробуренную скважину колонной диаметром 245-273 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из промежуточного промкондуктора бурят кондуктор долотом диаметром 215,9 мм на глубину 260-350 м на естественной водной суспензии, при этом проходят вторую зону обвалов и поглощений на 100-150 м ниже. В зоне обвалов и поглощений вымывают шлам с забоя буровым раствором плотностью 1,12-1,20 г/см³, обсаживают колонной диаметром 178 мм и цементируют заколонное пространство заливкой цементного раствора снизу и сверху до заливки зоны обвалов и поглощений. Из кондуктора бурят скважину под эксплуатационную колонну долотом диаметром - 144-155,6 мм до проектной отметки, спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм, цементируют заколонное пространство. Окончание скважины могут выполнять с горизонтальным стволом. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин. Способ заканчивания газовой скважины включает бурение ствола скважины с образованием в непроницаемой кровле продуктивного пласта кольцевой камеры. Обсадную колонну оснащают устройством со сквозными предварительно закрытыми отверстиями, которые сообщены с внутриколонным пространством. Производят установку обсадной колонны в скважину таким образом, чтобы сквозные отверстия находились напротив кольцевой камеры. До схватывания цементного раствора создают в обсадной колонне такое избыточное давление, под действием которого находящаяся во внутриколонном пространстве технологическая жидкость вскрывает отверстия устройства и поступает в кольцевую камеру. Устанавливают пакер над интервалом перфорации ниже кольцевой камеры, и технологическую жидкость замещают жидкостью, имеющей плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления её столба над пластовым давлением, таким образом формируя гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству. Изобретение обеспечивает повышение эффективности и безопасности эксплуатации газовой скважины. 1 ил.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных. Включает спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента. При этом подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика. Снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом. При этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования. Обеспечивает надежную установку хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства. 2 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.

Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине может быть использовано для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков. Содержит корпус (7) и размещенные на нем узлы якоря и пакера, корпус (1) и размещенные на нем клапанный узел и узел разъединения. Клапанный узел содержит поршень (8) с размещенным внутри подпружиненным переключателем (9) с фигурным пазом (10), в котором установлен жестко закрепленный на корпусе (1) штифт (11). В корпусе (1) выполнены перекрытые подвесной пробкой (4) радиальные отверстия (5), в рабочем положении гидравлически связывающие полость корпуса (1) с полостью, образованной полезной поверхностью поршня (8) клапанного узла, воздействующего на переключатель (9) и подпружиненное кольцо (14), которое перекрывает выполненные в корпусе (1) радиальные окна (13), в рабочем положении гидравлически связывающие полость корпуса (1) с полостью, образованной полезной поверхностью поршня (25) узлов якоря и пакера и поршня (38) узла разъединения, который поджимает упоры (36), установленные в воронке (35) узла разъединения. Достигается повышение надежности работы устройства. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к устройствам заканчивания скважин. Способ заканчивания скважины, согласно которому устанавливают в скважине пакер, снабженный каналом уплотнения. Обеспечивают группу фиксирующих буртиков выше пакера по скважине. Используют буртики при изменении положения вспомогательной трубной колонны, снабженной, по меньшей мере, одним элементом сцепления, предназначенным для выборочной посадки на фиксирующие буртики, без пропускания этого элемента сцепления через канал уплотнения в пакере. Техническим результатом является повышение эффективности гравийной набивки и добычи продукта. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков. Устройство содержит корпус, связанные с ним исполнительные механизмы и патрубок, с которым соединен корпус дроссельно-запорного клапана. В корпусе клапана выполнены перекрытые в исходном положении радиальные отверстия, имеющие возможность в рабочем положении гидравлически связывать полость патрубка с узлами привода исполнительных механизмов, для чего в патрубке выполнен продольный паз, по которому имеет возможность перемещаться закрепленный в корпусе клапана направляющий винт. При этом корпус клапана соединен с патрубком с помощью срезного винта. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства при несанкционированных повышениях давления. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к горизонтальным обсадным хвостовикам, а более конкретно к сегментам обсадного хвостовика, который позволяет проводить на месте обогащение углеводородов во время добычи из подземного коллектора. Предлагается удлиненный, как правило, цилиндрический внешний элемент хвостовика, и удлиненный внутренний элемент хвостовика, концентрически расположенный внутри него. Катализатор для обогащения углеводородов расположен в поровом пространстве между двумя элементами. Внешние элементы хвостовика могут иметь резьбовое соединение друг с другом. Предусмотрено средство скользящего соединения между внешним сегментом хвостовика и внутренним сегментом хвостовика, с тем, чтобы учитывать различное тепловое расширение между двумя сегментами хвостовика. Также предлагается способ использования сегментов обсадного хвостовика, изначально включающих катализатор для обогащения углеводородов, а также способ изготовления сегмента обсадного хвостовика. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородов из подземных пластов. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины. При бурении ствола скважины выполняют 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. Выбуренный шлам размещают в виде обваловки вокруг шурфа, 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, при креплении обсадной трубы прокачивают цементный раствор до уровня обваловки. В качестве цементного раствора используют быстросхватывающийся цементный раствор, подбирают время схватывания цементного раствора соответствующим достижению при усадке уровня земли. Обеспечивает сокращение сроков строительства скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине. Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб, включающий выправление профильных труб гидравлическим давлением в скважине и калибровку внутреннего диаметра развальцевателем с вальцующими элементами, диаметром, превышающим исходный. Калибровку, включающую расширение внутреннего диаметра профильных труб и их цилиндрических участков, осуществляют за один или несколько проходов развальцевателем с выбранным усилием развальцовки и изменяемым вылетом вальцующих элементов, позволяющим плотно и герметично прижать наружную поверхность профильных труб и их цилиндрические участки к стенкам скважины и получить внутренний диаметр расширенных труб, превосходящий наружный диаметр последующей спускаемой компоновки на величину необходимого зазора. Предлагаемый способ прост в применении, позволяет повысить качество изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб за счет плотного и герметичного прижатия расширяемых труб к стенкам скважины с одновременным повышением ресурса развальцевателя. 2 ил.

Изобретение относится с нефтегазовой промышленности, а именно к способам двухэтапного расширения труб в скважине. Опускают расширяющее устройство в колонну, имеющее переднюю и заднюю оправку. Используют переднюю оправку, имеющую меньший размер, для расширения колонны по мере того как устройство двигается в колонне. При достижении соответствующей глубины упирают переднюю оправку в ограничитель. При помощи кулачков-упоров, зафиксированных в канавке, прикладывая подъемную силу, разблокируют заднюю оправку, имеющую больший размер. Формируют задней оправкой дополнительную расширенную часть на нижнем конце трубы. Обеспечивает расширение трубы сверху донизу за один проход. 18 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится к области оборудования для добычи нефти и газа и может быть применено при установке хвостовиков обсадных колонн в нефтяных или газовых скважинах. Клапан включает поршень, пружину, втулку, гайку, соединенную с втулкой резьбовым соединением, а также узел упора пружины. Втулка является составной, состоящей из основной несущей части и контактной части, контактирующей с поршнем при срабатывании дроссельно-запорного клапана. Контактная часть втулки изготовлена из нержавеющей стали. Для герметизации щели между частями втулки установлено уплотнительное кольцо из резины или полимерного материала. Поршень изготовлен из нержавеющей стали и имеет выступ конической формы. Угол между образующей любой из контактирующих конических поверхностей и осью симметрии поршня лежит в пределах от 25 до 35 градусов. Соотношение длины поршня к его максимальному диаметру составляет от 2,5 до 3,5. Поршень соединен с основной несущей частью втулки с помощью гайки, имеющей высверленные отверстия круглой формы для прокачивания рабочей жидкости. Узел упора пружины в верхней части поршня состоит из шайбы, взаимодействующей с пружиной, и винта, ввинченного в поршень и прижимающего шайбу к пружине. Поперечное сечение витка пружины может иметь прямоугольную форму, причем большая сторона прямоугольника параллельна оси симметрии поршня. Технический результат заключается в повышении надежности работы, технологичности изготовления, снижении материалоемкости. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины. Способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины включает забуривание с вскрытием продуктивного пласта дополнительного ствола меньшего диаметра по сравнению с основным с использованием клина-отклонителя. Крепление дополнительного ствола производят в два этапа. Сначала производят спуск экспандируемых труб до кровли вскрытого продуктивного пласта после бурения дополнительного ствола. Затем после закачки изоляционного материала спуск экспандируемых труб до упора на забой с последующим их расширением и развальцовкой. Предлагаемый способ позволяет снизить материальные затраты за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при строительстве дополнительного ствола, повысить добывные возможности скважины за счет сохранения диаметра участка дополнительного ствола, вскрывающего продуктивный пласт, создать возможность гарантированного прохождения эксплуатационного и ремонтного оборудования в дополнительный ствол скважины за счет того, что в качестве изоляционного материала используется состав с увеличенным сроком полимеризации, что позволяет развальцевать дополнительный ствол на всю длину, а также максимально снизить риск заколонных перетоков вдоль стенок профильных труб за счет более полного «задавливания» изоляционного материала в проницаемые участки дополнительного ствола. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам установки хвостовика в нужном положении и его цементирования. Внутри хвостовика выдвигают клинья для сцепления с его внутренней поверхностью, когда освобождается оправка для перемещения, с целью удерживания хвостовика в окружающей его трубчатой части. В этом положении, когда хвостовик удерживают в скважине, спускной инструмент может быть приподнят для проверки механизма разъединения и затем посажен снова для выполнения цементирования. Затем инструмент приподнимают для освобождения клапана-заслонки и повторно повышают давление для установки уплотнения возле опоры, ранее обеспеченной в результате действия оправки. Разрывной диск клапана-заслонки разрывается и инструмент извлекают. Также обеспечивается устройство аварийного разъединения. Обеспечивается крепление хвостовика в скважине за один рейс. 19 з.п. ф-лы, 106 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, может быть использована для герметизации пробуренного участка скважины. При осуществлении способа используют цилиндрическую трубу, содержащую пластичную и радиально расширяемую верхнюю часть и оборудованную в своем основании уплотнительной прокладкой, которая тоже может расширяться в радиальном направлении под действием веса трубы. Размеры этой трубы определяют таким образом, чтобы верхний участок оказался над нарушенной зоной, когда основание трубы опирается на забой пробуренного участка скважины. При осуществлении способа трубу вводят в скважину таким образом, чтобы ее основание пришло в положение опоры на забой и привело к радиальному расширению герметичного уплотнения, при помощи инструмента-расширителя производят радиальное расширение верхнего участка трубы с превышением его предела упругости, чтобы плотно прижать его к стенке скважины над нарушенной зоной. Повышается эффективность изоляции, минимизируются затраты. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

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 нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству, предназначенному для строительства и ремонта скважин, в том числе и наклонно направленных. Включает хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика с наружной воронкой и нижнюю часть колонны НКТ со стыковочным узлом. В воронке выполнены прорези в виде внутренней кольцевой выборки. Фиксатор выполнен в виде подпружиненного внутрь разрезного кольца, а стыковочный узел в виде полого корпуса с внутренней кольцевой полостью и радиальными отверстиями под стопорные шарики, с подвижными наружной и внутренней втулками. Внутренняя втулка взаимодействует изнутри со стопорными шариками и зафиксирована относительно корпуса срезным винтом. В нижней части внутренней втулки выполнены два ряда радиальных каналов, между которыми расположено седло под шар. Внутренняя втулка выполнена с возможностью ограниченного перемещения вниз после сброса шара с освобождением стопорных шариков и сообщением через кольцевую полость корпуса верхних и нижних рядов каналов. Наружная втулка выполнена с возможностью перемещения вверх относительно полого корпуса с фиксацией в верхнем положении после освобождения стопорных шариков с последующим выходом из взаимодействия с фиксатором при перемещении стыковочного узла с колонной НКТ вниз относительно хвостовика. Позволяет при последующем подъеме труб вверх извлечь все детали устройства, кроме соединенного с воронкой хвостовика, и произвести технологический процесс по отсоединению и цементированию хвостовика за одну спуско-подъемную операцию. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам, используемым при строительстве и эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин. Включает бурение основного ствола скважины, спуск и крепление в нем обсадной колонны и хвостовика с окнами для боковых стволов и спуск компоновки низа бурильной колонны. При этом скважинное оборудование оснащено электромагнитной системой ориентированного ввода в боковые стволы бурового инструмента и хвостовиков малого диаметра. Образуют электромагнитный канал связи с устьем и по полученным данным об угле установки отклонителя забойного двигателя устанавливают отклонитель в заданном азимутальном направлении для ориентированного входа в окно хвостовика и бурения из окна хвостовика горизонтального ствола, по окончании которого также производят ориентированный спуск хвостовика меньшего диаметра с искривленным на заданный угол окончанием. По окончании разбуривания и крепления всех запланированных боковых стволов производят спуск насосно-компрессорных труб с размещенными на них автономными скважинными приборами обеспечивающими измерение и передачу глубинной информации на поверхность. Повышает надежность и упрощает технологию строительства многозабойной скважины, а также обеспечивает достоверную взаимную ориентацию основного и боковых стволов. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для цементирования хвостовика в скважине. Включает хвостовик, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), разъединитель, соединяющий между собой верхнюю часть хвостовика и нижнюю часть колонны НКТ, выполненный в виде стыковочного узла. Разъединитель состоит из воронки, размещенной на верхнем конце хвостовика и внутреннего освобождающегося ловителя с фиксаторами. Разъединение стыковочного узла происходит путем сбрасывания внутрь колонны НКТ шара с созданием гидравлического давления в колонне НКТ. В нижней части хвостовика размещен клапанный узел, соединенный с башмаком и снабженный фильтром. Конструкция разъединителя позволяет произвести технологический процесс по цементированию хвостовика за одну спуско-подъемную операцию, за счет чего сокращается продолжительность технологического процесса по цементированию хвостовика. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для спуска, подвески и цементирования хвостовиков. Включает узел разъединения подвески хвостовика, соединенный с направляющей воронкой якорно-пакерного узла, имеющего гидравлический привод и во внутренней полости которого установлен полый шток, с радиальными отверстиями. При этом полый шток образует с корпусом якорно-пакерного узла кольцевую полость, причем якорный и пакерный узлы совмещены и состоят из профильной трубы, загерметизированной снизу. В верхней части кольцевой полости, на срезных штифтах установлен плунжер, перекрывающий канал сообщения внутренней полости полого штока с внутренним пространством профильной трубы, выполненный с возможностью их сообщения, за счет срезания штифтов под действием гидравлического давления. Причем крепление верхнего конца полого штока выполнено шарнирно-подвижным, а на его противоположном конце установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки. Якорно-пакерный узел снизу соединен с патрубком хвостовика, входящим в зацепление с хвостовиком. Повышается площадь сцепления якорного узла и герметизирующих элементов с обсадной колонной, что обеспечивает надежность крепления подвески хвостовика и качество перекрытия кольцевого пространства, исключает возможность заклинивания компоновки в искривленной скважине, за счет шарнирно-подвижного крепления, а также упрощает конструкцию устройства и удешевляет проведение работ. 5 ил.

Группа изобретений относится к подземным работам, а именно к способам изоляции локальных областей для подземных работ. Технический результат - обеспечение возможности поступательного перемещения вдоль обсадной колонны и подачи реагента в строго определенном месте, за счет локализации пространства. Забойная компоновка заканчивания содержит обсадную трубу, приспособленную для установки в ствол скважины в подземном пласте и содержащую, по меньшей мере, один проницаемый хвостовик, одну или несколько гидромониторных насадок, создающих струю текучей среды и расположенных вокруг обсадной трубы, инструмент подачи текучей среды, расположенный в обсадной трубе и способный перемещаться вдоль обсадной трубы, компоновку сдвоенного пакера, способную, по существу, изолировать инструмент подачи текучей среды от кольцевого пространства, образованного между инструментом подачи текучей среды и обсадной трубой. Способ заканчивания скважины содержит следующие стадии: оборудование обсадной трубы; оборудование одной или нескольких гидромониторных насадок; оборудование инструмента подачи текучей среды; оборудование компоновки сдвоенного пакера; выполнение операции заканчивания скважины. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин. Способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения включает бурение скважины до проектной глубины со вскрытием неоднородных пластов пашийского горизонта, геофизические исследования, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. Причем бурение производят без вскрытия водоносной части разреза, а при цементировании эксплуатационной колонны стоп-кольцо, устройство манжетного цементирования, цементировочный обратный дроссельный клапан размещают выше продуктивного пласта. При этом не нарушают целостность глинистой перемычки между верхними и нижними пластами. Данный способ предотвращает получение заколонного водопритока в скважине, позволяет сохранить коллекторские свойства многопластового месторождения, экономит затраты при строительстве скважины. 2 ил.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам, предназначенным для крепления скважин хвостовиками обсадных колонн. Включает корпус, выполненный ступенчатым по диаметру, связанный через ствол, размещенный в корпусе с транспортировочной колонной. Причем корпус против его верхней ступени большего диаметра образует со стволом кольцевую полость, где помещена дифференциальная втулка с грузонесущими упорами, связанная с корпусом срезным элементом. При этом дифференциальная втулка имеет возможность осевого перемещения под действием гидравлического давления в транспортировочной колонне, освобождая грузонесущие упоры, с разъединением корпуса от воронки, расположенной снаружи корпуса и связанной с хвостовиком. Воронка выполнена ступенчатой и образует с нижней ступенью корпуса промежуточную полость, в которой помещена втулка, связанная с воронкой и выполненная с торцевыми пазами, взаимодействующими с ответными пазами корпуса. Хвостовик имеет переводник с внутренней кольцевой расточкой, связанный с нижней ступенью воронки меньшего диаметра. Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции устройства, повышение надежности его работы и расширение области применения. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству подвески хвостовика внутри скважины и способу его установки. Устройство содержит кольцевую опору клина, окружающую секцию хвостовика, которая должна быть подвешена. Опора клина содержит окна, в каждом из которых размещается, по меньшей мере, одна промежуточная опора клина. Промежуточные опоры клина, в свою очередь, содержат окна, в каждом из которых устанавливается клиновый элемент. При этом между опорой и промежуточными опорами клина формируется механизм "шип-канавка" так же, как и между промежуточной опорой и клиновым элементом, в результате чего аксиальное перемещение клинового элемента преобразуется с помощью смещающих поверхностей в перемещение в радиальном направлении наружу, как промежуточной опоры, так и клинового элемента. Введение одной или нескольких встроенных промежуточных опор клина обеспечивает увеличение хода клиновых элементов в радиальном направлении относительно внутреннего хвостовика. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к способу завершения необсаженной части ствола буровой скважины в подземных формациях, содержащих углеводороды. Включает размещение гильзы в заранее определенном месте ствола скважины, закрепление гильзы и ее расширение оправкой, при этом гильза выполнена в виде одного или нескольких фильтров с несквозными насечками и гофрированными концами. Перед расширением гильзы оправкой создают избыточное давление для расправления гофр на концах фильтров с фиксацией их относительно стенок скважины, причем при расширении оправкой в местах насечек происходит локальное разрушение с образованием щелей фильтра. За счет отсутствия отверстий в фильтрах, при спуске компоновки в скважину, исключается набивание породы внутрь фильтров, что обеспечивает благоприятные условия при расширении гильзы, способствует сохранению жесткости формы фильтра и облегчает перемещение гильзы по стволу скважины. Также эффективность работы фильтра обеспечивается созданием щелевых отверстий фильтров непосредственно в продуктивном пласте. 9 ил.

Изобретение относится к способам заканчивания строительства нефтяных и газовых скважин, а именно к подготовке ствола скважины к спуску и цементированию обсадных эксплуатационных колонн при креплении скважин. Сущность изобретения: способ заканчивания строительства нефтяных и газовых скважин заключается во вскрытии пластов бурением, определении интервалов залегания продуктивных пластов и участков центрирования обсадной колонны, расширении ствола скважины, по меньшей мере, в интервале залегания продуктивного пласта, спуске до забоя обсадной колонны с одновременным ее центрированием и последующим цементированием. При этом в качестве участков центрирования обсадной колонны используют ствол скважины, а расширение ствола скважины производят между выбранными участками центрирования с перекрытием границ залегания продуктивных пластов. Изобретение позволяет повысить надежность крепления скважин при заканчивании их строительства, а также качество разобщения продуктивных пластов. 1 ил.