Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин – E21B 33/00

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов содержит проходной пакер и разобщитель. Разобщитель включает ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами. Золотник оснащен седлом под запорный элемент. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами. Ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник. В исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником. Золотник оснащен центральным осевым отверстием и радиальными каналами. Радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола. В нижней части золотника имеется кольцевая проточка, выполненная в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним. Стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов. Ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника. Запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения. Устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах. Способ включает введение первого закупоривающего материала в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Определяют уменьшение или предотвращение первым закупоривающим материалом потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Вводят часть первой текучей среды во вторую часть подземного пласта, имеющую большее гидравлическое сопротивление потоку текучей среды, чем первая часть подземного пласта. Вводят второй закупоривающий материал в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды во вторую часть подземного пласта. Вводят часть второй текучей среды в первую часть подземного пласта с первой скоростью потока. Удаляют первый закупоривающий материал из подземного пласта. Определяют, когда первый закупоривающий материал, по меньшей мере частично, был удален из подземного пласта, посредством мониторинга температуры в этой части подземного пласта. Вводят вторую текучую среду в первую часть подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов. Способ заканчивания скважины включает бурение, обсаживание и крепление вертикального ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины. Выделяют нефтенасыщенные участки. Размещают в горизонтальном стволе перфорированный хвостовик с открытыми перфорационными отверстиями в дальней от устья скважины части, с цементировочным узлом и с закрытыми кислоторастворимыми заглушками перфорационными отверстиями в средней части и с ближней к устью скважины цельной частью. Цементируют заколонное пространство средней части хвостовика через цементировочный узел с подъемом цемента до конца ближней к устью скважины цельной части. Ожидают затвердевание цемента. Снижают гидростатический уровень и получают приток пластовой жидкости из интервала дальней от устья скважины части хвостовика. При наличии слабого притока проводят работы по его интенсификации в незацементированной части хвостовика с изолированием остальной части пакером с проходным отверстием. Устанавливают заглушенный пакер. Осуществляют соляно-кислотную обработку средней части хвостовика до растворения магниевых заглушек и части заколонного цемента. Осуществляют промывку скважины и интенсификацию притока из интервала средней части хвостовика. Техническим результатом является повышение дебита скважины. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. Вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. Далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. После чего в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента. Извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья. Ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Изобретение позволяет сократить продолжительность технологического процесса и повысить надежность реализации способа за счет повышения прочности цементного моста с удалением части обсадной колонны скважины в интервале возможного перетока, а также с возможностью контроля надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо. Разъединитель содержит корпус 1 подвески, несущую трубу 2, гайку 5, соединительную втулку 11 и упорную втулку 7. Корпус 1 имеет ступенчатую внутреннюю и наружную поверхности. Гайка 5 имеет левую резьбу по наружной поверхности для взаимодействия с корпусом 1 подвески и шлицы на внутренней поверхности для взаимодействия с несущей трубой 2. Соединительная втулка 11 установлена изнутри на конце несущей трубы 2 и снабжена подвесной пробкой 13 и срезаемой проходной пробкой 14. Упорная втулка 7 для фиксации опорного подшипника 8 установлена снаружи на конце несущей трубы 2, конец которой выполнен ступенчатым. Наружный диаметр средней ступени выполнен равным внутреннему диаметру гайки 5. Наружный диаметр нижней ступени выполнен равным внутреннему диаметру корпуса 1 подвески и наружному диаметру опорного подшипника 8. Нижняя ступень несущей трубы 2 установлена с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник 8 и соединена с корпусом 1 подвески с возможностью поворота относительно друг друга и разъединения. Разъединитель дополнительно содержит втулку 4 для соединения несущей трубы с корпусом 1 подвески и предотвращения отворота гайки 5 при бурении, причем втулка 4 подпружинена и выполнена с элементами 9 для взаимодействия с корпусом 1 подвески по торцовой поверхности для обеспечения возможности взаимодействия при вращении. Наружный диаметр втулки 4 меньше наружного диаметра корпуса 1 подвески для обеспечения возможности вращения при разъединении. Элементы 9 для взаимодействия выполнены типа шип-паз. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве, освоении и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды. Техническим результатом является увеличение общего межремонтного периода, повышение надежности и безопасности работы, а также снижение эксплуатационных расходов. Превентор кольцевой сферический роторный содержит корпус с центральным проходным отверстием и кольцевой расточкой, в которой размещен поршень и планшайба, размещенная между поршнем и корпусом. В стенке кольцевой расточки выполнены гидравлические каналы для связи ее полостей с гидроприводом. На корпусе закреплена крышка с размещенным в ней радиальным стопором и герметично установленным в ее центральном резьбовом отверстии фланцем с центральным проходным отверстием. В корпусе и крышке с возможностью вращения на опорах качения расположена полая гильза. С верхней частью полости гильзы герметично соединена опора верхняя с центральным проходным отверстием, содержащая сферическую выемку. Под опорой верхней расположена опора нижняя с центральным проходным отверстием, герметично установленная на торце поршня с возможностью вращения на опорах качения и скольжения, и герметично взаимодействующая с нижней частью гильзы. Уплотнительный элемент расположен между верхней и нижней опорами и взаимодействует верхней частью со сферической выемкой опоры верхней, а нижней - с торцевой поверхностью опоры нижней. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт. По геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины. В зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав. Для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны. Закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для установки цементного моста в скважине. Техническим результатом является создание надежной конструкции устройства для изоляции зоны осложнения при бурении скважины, повышение качества устанавливаемого цементного моста и снижение материальных затрат. Устройство для установки цементного моста в скважине содержит полый цилиндрический патрубок и нижнюю разделительную пробку с проходным каналом, оснащенную сверху посадочным местом под верхнюю разделительную пробку. Полый цилиндрический патрубок, имеющий длину больше зоны поглощения, соединен сверху с колонной труб и оснащен снизу башмаком. Снаружи цилиндрический патрубок имеет несколько конусообразных эластичных манжет, нижний конец которых жестко зафиксирован, а верхний раструб прижат к цилиндрическому патрубку при помощи срезных изнутри штифтов. Срезные штифты вставлены в боковые отверстия, которые размещены рядами по периметру цилиндрического патрубка. Пространство между манжетой и патрубком заполнено наполнителем тампонажного раствора или химическими реагентами для улучшения качества цементного моста. Нижняя разделительная пробка после посадки в посадочное седло верхней разделительной пробки перемещается вниз, срезая срезные штифты и освобождая от них боковые отверстия, что приводит к расправлению раструбов манжет. Нижняя разделительная пробка снаружи оснащена кромкой, изготовленной из более твердого материала, чем материал патрубка, и выполненной с возможностью взаимодействия с патрубком и перемещения только вниз. Диаметры боковых отверстий выполнены с возможностью осуществления фильтратоотдачи жидкости из цемента после фиксации разделительных пробок в нижнем положении и прекращения закачки жидкости в колонну труб. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин в процессе бурения трубными испытателями пластов, в частности, к устьевым головкам. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей, безопасность эксплуатации и упрощенное и более эффективное дистанционное управление. Устьевая головка содержит корпусы со сквозным проходным каналом для спуска геофизических приборов на кабеле. При этом корпус установлен ниже крестовины и состоит из трех частей (корпусов), образующих сквозной канал из сообщающихся между собой «верхней», «средней» и «нижней» полостей. В полостях корпуса установлены соответственно съемный автоматический обратный клапан, шаровой затвор и клапан-пускатель. Подшипниковое устройство устьевой головки дополнительно оснащено свободно вращающимся полым штоком с переходником на нижнем конце и датчиком давления. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси. Затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, 20-50% об. жидкого стекла, 10-15% об. раствора полиакриламида DP9-8177, 40-65% об. регулятора гелеобразования. В качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30LF (полиалюминия хлорид). Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Техническим результатом является сокращение продолжительности работ по переобвязке устья самозадавливающейся газовой скважины за счет использования элементов демонтированного ранее установленного на скважине устьевого оборудования. Способ переобвязки устья самозадавливающейся газовой скважины включает демонтаж с устья скважины старой фонтанной арматуры и монтаж новой фонтанной арматуры. С устья скважины демонтируют коренную и надкоренную задвижки, крестовину фонтанной елки с четырьмя струнными задвижками и двумя угловыми штуцерами и буферную задвижку. На устье оставляют старую трубную головку, на которой монтируют ранее демонтированную крестовину фонтанной елки с двумя струнными задвижками. Затем на крестовине монтируют новую переводную катушку, в которой подвешивают центральную лифтовую колонну, спускаемую во внутреннюю полость основной лифтовой колонны. После этого на новой переводной катушке размещают новую центральную стволовую задвижку меньшего диаметра, на которой размещают новую верхнюю крестовину меньшего размера с двумя новыми меньшего диаметра верхними струнными задвижками. Затем на новой верхней крестовине размещают новую буферную задвижку меньшего диаметра. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl₂ , 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl₂, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl₂·6Н₂O (плотностью 1,32 г/см³), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al₂(SO₄)₃·18H₂ O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см²/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в скважине содержит проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой. Ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных штифтов, также ствол снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным радиальными каналами, причем снизу золотник оснащен осевым центральным отверстием, при этом ствол ниже золотника концентрично снабжен жесткозакрепленным к нему стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность осевых отверстий ствола больше пропускной способности центрального отверстия золотника, в верхней части золотника выполнено дополнительное посадочное седло под дополнительный шар большего диаметра, сбрасываемого вовнутрь устройства после обработки верхнего пласта для возможности возврата к нижнему пласту через обводной канал, кольцевая проточка выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу в нижней части золотника, и имеет возможность взаимодействия со стопорным кольцом, размещенным в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше осевых отверстий по окружности, при этом дополнительный срезной штифт установлен в стволе ниже конусной расточки, в которой размещено стопорное кольцо. Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе. 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для цементирования потайных обсадных колонн - хвостовиков обсадных колонн. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком. Корпус выполнен с заливочным отверстием в нижней части, перекрытым срезной втулкой, и циркуляционным отверстием в верхней части. На корпусе помещен уплотнительный элемент. Узел циркуляции содержит толкатель с циркуляционным отверстием, помещенный на корпусе выше уплотнительного элемента и перекрывающий циркуляционное отверстие корпуса. Имеется распределительная втулка с радиальным отверстием, периферийным осевым каналом, и посадочным седлом в нижней ее части. При этом распределительная втулка помещена в корпусе и выполнена с возможностью обеспечения прямой циркуляции жидкости через ее осевой канал с вытеснением жидкости в пространство за хвостовиком, корпусом и выше него - в транспортном положении устройства. А также с возможностью деформации уплотнительного элемента с помощью толкателя и обеспечения закачки тампонажного раствора через ее осевой канал, радиальное отверстия, совмещенное с заливочным отверстием, в пространство за корпусом и, ниже него, за хвостовиком по обратной схеме циркуляции с вытеснением жидкости через периферийный осевой канал, пространство между корпусом и распределительной втулкой, совмещенные циркуляционные отверстия корпуса и толкателя в пространство за этим толкателем и выше него - в рабочем положении устройства. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства. 2 ил.

Изобретение относится к подводным устьевым устройствам, обеспечивающим проведение потока углеводородов из нефтяной и/или газовой скважины. Техническим результатом является снижение требований к подводному устьевому оборудованию в отношении стойкости к механическим воздействиям в сочетании с повышенными температурами, исключая тем самым использование дорогостоящих компонентов. Подводное устьевое устройство имеет внутренний канал для проведения добываемых углеводородов, впускное окно и выпускное окно. Впускное и выпускное окна расположены соответственно на концах впускного канала и выпускного канала и предназначены для присоединения к охлаждающей текучей среде. При этом указанные впускной и выпускной каналы проходят в указанное устройство к участку, пригодному для охлаждения компонентов, нагреваемых теплым потоком углеводородов. 1 з.п ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к инструменту и способу подачи текучих сред обработки приствольной зоны к месту работы в скважине. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретений: узел подачи текучей среды обработки приствольной зоны к проектному месту обработки в скважине содержит: трубчатый корпус для размещения вытесняющей текучей среды и текучей среды обработки приствольной зоны, как столба текучей среды увеличения давления, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу; клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для направления в него текучей среды обработки приствольной зоны столба, ближе к забою от вытесняющей текучей среды; и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны при увеличенном давлении перед подачей на проектное место работ. При этом клапан противодавления выполнен с возможностью исключения преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны из узла. Узел выполнен с возможностью загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к производству резинотехнических изделий, а именно к изготовлению рукавов уплотнительных, которые за счет изменения своих геометрических размеров под давлением во внутренней полости используются для герметизации/перекрытия/пакеровке скважин в буровых работах, а также для использования в качестве съемной опалубки при некоторых видах бетонных работ. Рукав уплотнительный содержит металлический наконечник, силовой каркас, покровный и герметизирующие слои резины. Силовой каркас состоит из нескольких парных взаимоперекрещивающихся слоев кордной ткани. Серединная/центральная часть каждого слоя силового каркаса рукава выполнена из синтетической высокорастяжимой анидной/капроновой кордной ткани. Торцевые части этих же слоев выполнены из высокопрочной малорастяжимой арамидной кордной ткани либо металлокорда. Изобретение обеспечивает увеличение прочности рукава уплотнительного, увеличение степени изоляции/герметичности одного горизонта скважины от другого, увеличение герметичности при цементации ствола скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

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 пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.